|
BỘ CÔNG THƯƠNG
CỤC
ĐIỀU TIẾT ĐIỆN LỰC
-------
|
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ
NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số: 83/QĐ-ĐTĐL
|
Hà Nội, ngày 30
tháng 12 năm 2013
|
QUYẾT
ĐỊNH
BAN
HÀNH QUY TRÌNH LẬP LỊCH HUY ĐỘNG TỔ MÁY, VẬN HÀNH THỜI GIAN THỰC VÀ TÍNH TOÁN
THANH TOÁN TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
CỤC TRƯỞNG CỤC ĐIỀU TIẾT ĐIỆN
LỰC
Căn cứ Quyết định số 153/2008/QĐ-TTg
ngày 28 tháng 11 năm 2008 của Thủ tướng Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ,
quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Cục Điều tiết điện lực thuộc Bộ Công Thương;
Căn cứ Thông tư số 03/2013/TT-BCT ngày
08 tháng 02 năm 2013 của Bộ Công Thương Quy định vận hành thị trường phát điện
cạnh tranh;
Theo đề nghị của Trưởng phòng Thị
trường điện lực,
QUYẾT ĐỊNH:
Điều 1. Ban hành kèm theo Quyết định này Quy trình lập lịch huy động
tổ máy, vận hành thời gian thực và tính toán thanh toán trong thị trường điện
hướng dẫn thực hiện Thông tư số 03/2013/TT-BCT ngày 08 tháng 02 năm 2013 của Bộ
Công Thương Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh.
Điều 2. Quyết
định này có hiệu lực thi hành kể từ ngày ký; thay thế Quyết định số 23/QĐ-ĐTĐL
ngày 30 tháng 3 năm 2012 của Cục điều tiết điện lực ban hành Quy trình lập lịch
huy động tổ máy, vận hành thời gian thực và tính toán thanh toán sau vận hành.
Điều 3. Chánh
Văn phòng Cục, các Trưởng phòng thuộc Cục Điều tiết điện lực, Tổng giám đốc Tập
đoàn Điện lực Việt Nam, Giám đốc đơn vị điện lực và đơn vị có liên quan chịu
trách nhiệm thi hành Quyết định này./.
|
Nơi nhận:
-
Bộ trưởng (để b/c);
- Thứ trưởng Lê Dương Quang (để b/c);
- Như Điều 3;
- Lưu: VP, PC , TTĐL.
|
CỤC TRƯỞNG
Đặng Huy Cường
|
QUY
TRÌNH
LẬP
LỊCH HUY ĐỘNG TỔ MÁY, VẬN HÀNH THỜI GIAN THỰC VÀ TÍNH TOÁN THANH TOÁN TRONG THỊ
TRƯỜNG ĐIỆN
(Ban
hành kèm theo Quyết định số 83/QĐ-ĐTĐL ngày 30 tháng 12 năm 2013 của Cục
trưởng Cục Điều tiết điện lực)
Chương 1.
QUY
ĐỊNH CHUNG
Quy
trình này quy định về trình tự, phương pháp
và trách nhiệm của các đơn vị trong
việc lập lịch huy động tổ máy ngày tới, giờ tới, vận hành thời gian thực và
tính toán, lập bảng kê thanh toán trong thị trường điện.
Quy
trình này áp dụng đối với các đơn vị tham gia thị trường phát điện
cạnh tranh sau đây:
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện.
2. Đơn vị mua buôn duy nhất.
3. Đơn vị phát điện.
4. Đơn vị truyền tải điện.
5. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng.
Trong Quy trình này, các thuật ngữ dưới đây
được hiểu như sau:
1. Bản chào
giá
là bản chào bán điện năng lên thị trường điện của mỗi tổ máy, được đơn vị chào
giá nộp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo mẫu bản chào
giá quy
định
tại Phụ
lục 6 của Quy trình này.
2. Bản chào
giá lập lịch là bản chào giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện chấp nhận để lập lịch huy động ngày tới, giờ tới.
3. Bảng kê thanh
toán
là bảng tính toán các khoản thanh toán cho đơn vị phát điện trên thị trường điện
được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập cho mỗi ngày giao dịch
và cho mỗi chu kỳ thanh toán.
4. Can thiệp vào
thị trường điện là hành động thay đổi chế độ vận hành bình thường của thị
trường điện mà Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải áp dụng để
xử lý các tình huống bất thường.
5. Chào giá theo
nhóm
là cơ chế chào giá khi một đơn vị đại diện thực hiện việc chào giá cho cả nhóm
nhà máy thuỷ điện bậc thang.
6. Chu kỳ giao dịch là chu kỳ
tính toán giá điện năng trên thị trường điện trong khoảng thời gian một (01) giờ
tính từ phút đầu tiên của mỗi giờ.
7. Chu kỳ thanh
toán
là chu kỳ lập chứng từ, hoá đơn cho các khoản giao dịch trên thị trường điện
trong khoảng thời gian một (01) tháng, tính từ ngày đầu tiên của mỗi
tháng.
8. Công suất
công bố
là mức công suất sẵn sàng lớn nhất của tổ máy phát điện được các đơn vị chào
giá hoặc Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát điện
ký hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ công bố theo thời gian biểu thị trường.
9. 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.
10. Công suất huy
động giờ tới là mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động
cho giờ đầu tiên trong lịch huy động giờ tới.
11. 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.
12. 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.
13. Công suất
thanh toán là mức công suất của tổ máy nằm trong lịch công suất
hàng giờ và được thanh toán giá công suất thị trường.
14. Dịch vụ phụ
trợ là
các dịch vụ điều chỉnh tần số, dự phòng quay, dự phòng khởi động nhanh, dự
phòng nguội, vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện, điều chỉnh
điện áp và khởi động đen.
15. Điện năng
phát tăng thêm là lượng điện năng phát của tổ máy phát điện được huy động
tương ứng với công suất phát tăng thêm.
16. Đơn vị chào
giá
là các đơn vị trực tiếp nộp bản chào giá trong thị trường điện, bao gồm các đơn
vị phát điện hoặc các nhà máy điện được đăng ký chào giá trực tiếp và đơn vị đại
diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.
17. Đơn vị mua
buôn duy nhất là đơn vị mua điện duy nhất trong thị trường điện,
có chức năng mua toàn bộ điện năng qua thị trường điện và qua hợp đồng mua bán
điện.
18. Đơn vị phát
điện
là đơn vị sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện tham gia thị trường điện và ký hợp
đồng mua bán điện cho các nhà máy điện này với Đơn vị mua buôn duy nhất.
19. Đơn vị phát
điện gián tiếp giao dịch là Đơn vị phát điện có nhà máy điện không được
chào giá trực tiếp trên thị trường điện.
20. Đơn vị phát
điện trực tiếp giao dịch là Đơn vị phát điện
có nhà máy điện được chào giá trực tiếp trên thị trường điện.
21. Đơn vị quản
lý số liệu đo đếm điện năng là đơn vị cung cấp, lắp đặt, quản lý vận
hành hệ thống thu thập, xử lý, lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và mạng đường
truyền thông tin phục vụ thị trường điện.
22. 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.
23. 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.
24. Giá công suất
thị trường là mức giá cho một đơn vị công suất tác dụng xác định
cho mỗi chu kỳ giao dịch, áp dụng để tính toán khoản thanh toán công suất cho
Đơn vị phát điện trong thị trường điện, được tính toán trong quá trình lập lịch vận
hành năm tới theo Quy trình lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần tới và Quy trình lựa chọn
nhà máy điện mới tốt nhất và tính toán giá công suất thị trường.
25. Giá điện năng
thị trường là mức giá cho một đơn vị điện năng xác định cho mỗi chu
kỳ giao dịch, áp dụng để tính toán khoản thanh toán điện năng cho Đơn vị phát
điện trong thị trường điện.
26. Giá sàn bản
chào
là mức giá thấp nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy phát điện
trong bản chào giá ngày tới.
27. Giá thị trường
điện toàn phần là tổng giá điện năng thị trường và giá công suất thị
trường của mỗi chu kỳ giao dịch.
28. 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.
29. Giá trần thị
trường điện là mức giá điện năng thị trường cao nhất được xác định
cho từng năm.
30. 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.
31.Hợp đồng cung
cấp dịch vụ phụ trợ là hợp đồng cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động
nhanh, dự phòng nguội và vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện
được ký kết giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
32.Hợp đồng mua
bán điện
là văn bản thỏa thuận mua bán điện giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát
điện hoặc mua
bán điện với nước ngoài.
33.Hợp đồng mua
bán điện dạng sai khác là hợp đồng mua bán điện ký kết giữa Đơn vị
mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện giao dịch trực tiếp theo mẫu do Bộ Công
Thương ban hành.
34.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.
35.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.
36. 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.
37. Lịch huy động
giờ tới
là lịch huy động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ
cho chu kỳ giao dịch tới và ba chu kỳ giao dịch liền kề sau đó do Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập.
38. 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.
39. 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.
40. 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.
41. Ngày D là ngày
giao dịch hiện tại.
42. Ngày D+/-i là ngày
sau hoặc trước ngày giao dịch hiện tại i ngày.
43. Ngày giao dịch là ngày
diễn ra các hoạt động giao dịch thị trường điện, tính từ 00h00 đến
24h00 hàng ngày.
44. Nhà máy điện
BOT
là nhà máy điện được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao
thông qua hợp đồng giữa nhà đầu tư và cơ quan nhà nước có thẩm quyền.
45. Nhà máy thủy
điện chiến lược đa mục tiêu là nhà máy thuỷ điện lớn có vai trò quan trọng
về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh do nhà nước độc quyền xây dựng và vận
hành.
46. Nhóm nhà máy
thủy điện bậc thang là tập hợp các nhà máy thủy điện, trong đó
lượng nước xả từ hồ chứa của nhà máy thuỷ điện bậc thang trên chiếm toàn bộ hoặc
phần lớn lượng nước về hồ chứa nhà máy thuỷ điện bậc thang dưới và giữa hai nhà
máy điện này không có hồ chứa điều tiết nước lớn hơn một tuần.
47. Nhà máy thủy điện có
hồ chứa điều tiết trên 01 tuần là nhà máy thủy điện mà dung tích hữu ích của
hồ chứa thủy điện có khả năng
khai thác tối đa công suất toàn nhà máy trong thời gian trên 01 tuần.
48. Nhà máy thủy điện có
hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần là nhà máy thủy điện mà dung tích hữu
ích của hồ chứa
thủy điện
có khả năng khai thác tối đa công suất toàn nhà máy trong thời gian từ 02 ngày
đến 01 tuần.
49. Nhà máy thủy điện có hồ
chứa điều tiết dưới 02 ngày là nhà máy thủy điện mà dung tích hữu ích của
hồ chứa thủy điện có khả năng
khai thác tối đa công suất toàn nhà máy trong thời gian dưới 02 ngày.
50. Phần mềm lập
lịch huy động là hệ thống phần mềm được Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện sử dụng để lập lịch huy động ngày tới và giờ tới cho các tổ
máy phát điện trong thị trường điện.
51. 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
công suất nhỏ hơn
hoặc bằng
30MW
không tham gia thị trường điện.
52. Phụ tải hệ thống điện
miền
là tổng sản lượng nhu cầu phụ tải của hệ thống điện miền (Bắc, Trung, Nam) bao
gồm cả tổn thất trên lưới điện miền.
53. Phụ tải hệ thống điện
quốc gia
là tổng sản lượng nhu cầu phụ tải hệ thống điện các miền và tổn thất trên đường
dây liên kết miền.
54. Sản lượng đo
đếm
là lượng điện năng đo đếm được của nhà máy điện tại vị trí đo đếm.
55. Sản lượng hợp
đồng giờ
là sản lượng điện năng được phân bổ cho từng chu kỳ giao dịch và được thanh
toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác.
56. Sản lượng hợp
đồng tháng là sản lượng điện năng được phân bổ từ sản lượng hợp đồng
năm cho từng tháng.
57. Sản lượng kế
hoạch tháng là sản lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy
động các tháng trong năm.
58. Thanh toán
phát ràng buộc là khoản thanh toán mà Đơn vị phát điện được nhận cho lượng
điện năng phát tăng thêm.
59. 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.
60. 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.
61. Thông tin thị trường là toàn
bộ dữ liệu và thông tin liên quan đến các hoạt động của thị trường điện.
62. Thời điểm chấm dứt
chào giá là
thời điểm mà sau đó đơn vị phát điện không được phép thay đổi bản chào giá ngày
tới, trừ các trường hợp đặc biệt được quy định tại Quy trình này. Trong thị trường
điện, thời điểm chấm dứt chào giá là 11h30 của ngày D-1.
63. Thứ tự huy động là kết
quả sắp xếp các dải công suất trong bản chào theo nguyên tắc lập lịch
không ràng buộc.
64. 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.
65. 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.
Các đơn vị có trách nhiệm công bố
và cung cấp thông tin theo Quy trình Quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông
tin điều hành thị trường điện và công bố thông tin thị trường điện do Cục Điều
tiết Điện lực ban hành, theo thứ tự ưu tiên sau đây:
1. Qua trang thông tin điện tử phục vụ thị
trường điện.
2. Thư điện tử từ địa chỉ hòm thư do các đơn
vị đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Fax theo số fax do các đơn vị đăng ký với
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
4. Giao dịch trực tiếp qua đường điện thoại
có ghi âm hoặc nộp trực tiếp tại trụ sở Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện.
Các đơn vị chỉ thực hiện công bố và cung cấp
thông tin theo phương tiện quy định tại các Điểm b, c, d Khoản 1 Điều này khi
thông báo và được sự đồng ý của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Bản chào giá phải tuân thủ các nguyên tắc
sau:
1. Có tối đa 05 (năm) cặp giá chào (đồng/kWh)
và công suất (MW) cho tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
2. Công suất trong bản chào giá là
công suất tại đầu cực máy phát điện.
3. Công suất chào của dải chào sau không được
thấp hơn công suất của dải chào liền trước. Bước chào tối thiểu (nếu có) là 03
(ba) MW.
4. Có các thông tin về thông số kỹ thuật
của tổ máy, bao gồm:
a)
Công suất công bố của tổ máy cho ngày D;
b)
Công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy;
c)
Tốc độ tăng và giảm công suất tối đa của tổ máy;
d)
Ràng buộc kỹ thuật khi vận hành đồng thời các tổ máy.
5. Công suất công bố của tổ máy trong
bản chào ngày D không thấp hơn mức công suất công bố trong ngày D-2 theo Quy
trình đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn được quy định
tại Quy định hệ thống điện truyền tải trừ trường hợp sự cố kỹ thuật bất khả
kháng. Nhà máy có trách nhiệm cập nhật công suất công bố khi có sự cố dẫn đến
giảm công suất khả dụng.
6. Trong điều kiện bình thường dải công suất
chào đầu tiên trong bản chào giá của các tổ máy nhiệt điện phải bằng
công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy. Dải công suất chào cuối cùng phải
bằng công suất công bố. Đối với các tổ máy nhiệt
điện trong quá trình khởi động và dừng máy được phép cập nhật bản chào giờ với
công suất thấp hơn công suất phát ổn định thấp nhất.
7. Các nhà máy thủy điện có thể chào các dải công suất
đầu tiên trong từng giờ bằng 0 (không) MW nhưng dải công suất chào cuối
cùng phải bằng công suất công bố. Các nhà máy thủy điện có trách nhiệm chủ động
đưa ra chiến lược chào giá phù hợp để đáp ứng được các ràng buộc kỹ thuật của tổ
máy phát điện, của hồ chứa thủy điện, đồng thời đáp ứng các điều kiện ràng buộc
khác như tưới tiêu, chống lũ, duy trì dòng chảy sinh thái theo yêu cầu của Ủy ban nhân
dân tỉnh có liên quan
hoặc các cơ quan quản lý nhà nước được Ủy ban nhân dân tỉnh ủy quyền.
8. Đơn vị công suất là MW, với số thập phân
nhỏ nhất là 0,1.
9. Đơn vị của giá chào là đồng/kWh, với
số thập phân nhỏ nhất là 0,1.
10. Giá chào trong khoảng từ
giá sàn đến giá trần của tổ máy và không giảm theo chiều tăng của công suất
chào.
1. Giá chào của các tổ máy phát điện
trên thị trường điện được giới hạn từ giá sàn bản chào đến
giá trần bản chào.
2. Mức giá trần bản chào của tổ máy
nhiệt điện được xác định hàng năm, điều chỉnh hàng tháng.
3. Giá sàn của tổ máy nhiệt điện là 01 đồng/kWh.
4. Giới hạn giá chào của các tổ máy
thuỷ điện được quy
định tại Điều 7 Quy trình này.
1. Giới hạn giá chào của nhà máy thủy điện có
hồ chứa điều tiết trên 01 tuần được xác định căn cứ theo giá trị nước tuần tới
của nhà máy đó do Đơn vị vận hành hệ thống điện công bố, cụ thể như sau:
a)
Giá sàn bản chào bằng 0
(không) đồng/kWh;
b)
Giá trần bản chào bằng giá trị
lớn nhất của:
-
Giá trị nước của nhà máy đó;
-
Giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị
trường điện trong kế hoạch vận hành tháng;
c)
Hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
công bố giá trung bình của các
giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tháng tới cho các nhà máy thuỷ điện
cùng thời gian biểu công bố giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng
tới.
2. Giới hạn giá chào của nhà máy thủy điện có
hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần được xác định như sau:
a)
Giá
sàn bản chào bằng 0 (không) đồng/kWh;
b)
Giá trần bản chào bằng giá trị lớn nhất của:
-
Giá trị nước cao nhất của các nhà máy thuỷ điện tham gia thị trường;
-
Giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị
trường điện trong kế hoạch vận hành tháng;
c)
Hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công
bố giá trị nước cao nhất
của các nhà máy thuỷ điện tham gia thị trường tuần tới cho các nhà máy thuỷ điện
có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần.
3. Các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều
tiết dưới 02 ngày có trách nhiệm nộp bản chào giá của ngày D cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện. Bản chào của các nhà máy này được quy định
như sau:
a)
Giá chào bằng 0 đ/kWh cho tất cả các dải chào;
b)
Công suất chào bằng công suất dự kiến phát của tổ máy trong chu kỳ giao dịch.
1. Nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang có
trách nhiệm chào giá theo một bản chào giá chung cả nhóm và tuân thủ giới hạn
giá
chào.
2. Các nhà máy điện trong nhóm nhà máy
thuỷ điện bậc thang có trách nhiệm thỏa thuận và thống nhất chỉ định đơn vị đại
diện chào giá. Đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang có
trách nhiệm nộp văn bản đăng ký kèm theo văn bản thỏa thuận giữa các nhà máy điện
trong nhóm cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Trong trường hợp không đăng ký đơn
vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm chào giá thay cho các nhà máy thuộc
nhóm này
theo đúng giá trị nước của nhóm.
4. Đơn vị đại diện chào giá có trách
nhiệm tuân thủ các quy định về chào giá đối với tất cả các nhà máy điện trong
nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.
5. Trong trường hợp nhà máy thuỷ điện
thuộc nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang đề xuất tự chào giá, căn cứ theo đề xuất
của nhà máy thuỷ điện thuộc nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang và các ràng buộc tối
ưu sử dụng nước của cả nhóm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét, quyết
định việc chào giá của nhà máy thuỷ điện này.
6. Giá trị nước của nhóm nhà máy thuỷ
điện bậc thang là giá trị nước của hồ thuỷ điện lớn nhất trong bậc thang đó.
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định hồ thuỷ
điện dùng để tính toán giá trị nước cho nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang cùng với
việc phân loại các nhà máy thuỷ điện.
7. Trong trường hợp nhóm nhà máy thuỷ điện
bậc thang có nhà máy thủy
điện chiến lược đa mục tiêu:
a)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng
phát hàng giờ trong tuần tới của từng nhà máy điện trong nhóm
nhà máy thủy điện bậc thang;
b)
Khi sản lượng công bố của nhà máy thủy điện đa mục tiêu trong nhóm bị điều chỉnh,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều
chỉnh sản lượng công bố của các nhà máy điện ở bậc thang dưới cho phù hợp.
1. Sau thời điểm chấm dứt chào giá, bản
chào giá cuối cùng hợp lệ được sử dụng làm bản chào giá lập lịch cho việc lập lịch
huy động ngày tới.
2. Trong trường hợp không có bất thường,
bản chào giá lập lịch cho việc huy động ngày tới được sử dụng làm bản chào giá
lập lịch cho việc huy động giờ tới. Trong các trường hợp được quy định tại Khoản
1 Điều 11 Quy trình này, Đơn vị chào giá được phép nộp bản chào sửa đổi, bản
chào sửa đổi cuối cùng hợp lệ do Đơn vị chào giá nộp chậm nhất 60 phút trước giờ
vận hành được sử dụng làm bản chào giá lập lịch cho việc lập lịch huy động giờ
tới.
3. Trong trường hợp Đơn vị vận
hành hệ thống
điện và thị trường điện không nhận được bản chào giá hoặc bản chào giá cuối
cùng của đơn vị chào giá không hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện được sử dụng bản chào giá mặc định của Đơn vị phát điện đó làm bản chào
giá lập lịch.
Trong trường hợp tổ máy nhiệt điện hòa lưới và vận hành sớm theo yêu cầu của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, trừ các chu kỳ trong quá
trình hòa lưới được quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều 11 Quy trình này, bản chào
giá ngày tới của chu kỳ gần nhất có công suất công bố lớn hơn 0 MW sẽ được áp dụng
là bản chào giá lập lịch cho các chu kỳ vận hành sớm của tổ máy nhiệt điện này.
Bản chào giá mặc định được xác định
như sau:
1. Đối với các nhà máy nhiệt điện, bản
chào giá mặc định là bản chào giá hợp lệ gần nhất. Trong trường hợp bản chào
giá hợp lệ gần nhất không phù hợp với trạng thái vận hành thực tế của tổ máy, bản
chào giá mặc định là bản chào giá tương ứng với trạng thái hiện tại và nhiên liệu
sử dụng trong bộ bản chào giá mặc định áp dụng cho tháng đó của tổ máy. Đơn vị
chào giá có trách nhiệm xây dựng bộ bản chào mặc định áp dụng cho tháng tới của
tổ máy nhiệt điện tương ứng với các trạng thái vận hành và nhiên liệu của tổ
máy và nộp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 25
hàng tháng.
2. Đối với các nhà máy thuỷ
điện có
hồ chứa điều tiết trên 01 tuần và nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang, bản chào
giá mặc định là bản chào có giá chào bằng giá trị nước đã được
công bố.
Bản chào mặc định áp dụng cho tuần tới của tổ máy thuỷ điện này được Đơn vị
chào giá gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước 15h00
ngày thứ 7 hàng tuần.
3. Đối với các nhà máy thủy điện có hồ chứa
điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần, bản chào giá mặc định là bản chào giá hợp lệ
gần nhất. Trong trường hợp bản chào giá hợp lệ gần nhất không phù hợp, bản chào
giá mặc định của các tổ máy thủy điện này là bản chào giá có giá chào bằng giá
trần bản chào đã được công bố.
4. Đối với các nhà máy thủy điện có hồ chứa
điều tiết dưới 02 ngày, bản chào giá mặc định là bản chào giá hợp lệ gần nhất.
Đơn vị phát điện có trách nhiệm cập nhật bản chào giá sửa đổi cho phù hợp với
tình hình thực tế để đáp ứng yêu cầu hệ thống điện.
5. Trong trường hợp Đơn vị chào giá không gửi
bản chào giá mặc định, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm xây dựng bản chào giá mặc định phù hợp cho tổ máy để sử dụng làm bản
chào giá lập lịch.
1. Đơn vị chào giá được phép sửa đổi và nộp
lại bản chào trong các trường hợp sau:
a)
Đơn vị chào giá cho các nhà máy thủy điện điều tiết dưới 2 ngày được phép nộp bản
chào giá sửa đổi phù hợp với tình hình vận hành thực tế;
b)
Đơn vị chào giá cho các nhà máy nhiệt điện được phép nộp bản chào giá sửa đổi
tăng hoặc giảm công suất của các tổ
máy nhiệt điện trong quá trình hòa lưới hoặc ngừng máy của tổ máy nhiệt điện
đó. Bản chào giá sửa đổi trong quá trình hòa lưới hoặc ngừng máy của tổ máy nhiệt
điện là bản chào giá có 5 dải công suất chào bằng nhau và bằng công suất dự kiến
phát trong quá trình hòa lưới hoặc ngừng máy;
c)
Đơn vị chào giá được phép sửa đổi tăng công suất công bố và nộp lại bản chào
giá cho tổ máy nhiệt điện hòa lưới sớm theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện. Bản chào giá sửa đổi tăng công suất cho các chu kỳ vận
hành sớm trong ngày D của tổ máy nhiệt điện hòa lưới sớm, trừ các chu kỳ quy định
tại Điểm b Khoản này, là bản chào giá hợp lệ của chu kỳ gần nhất có công suất
công bố lớn hơn 0 MW của tổ máy này;
d)
Đơn vị chào giá được phép
sửa
đổi tăng công suất công bố và nộp lại bản chào giá ngày tới hoặc cho các chu kỳ
giao dịch còn lại trong ngày D. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện sử
dụng bản chào giá sửa đổi tăng công suất khi lịch công bố ngày
tới, giờ tới có cảnh báo thiếu công suất hoặc trong các trường hợp để đảm bảo an ninh
cung cấp điện;
đ)
Đơn
vị chào giá được giảm công suất chào trong bản chào giá sửa đổi so với công suất
trong bản chào ngày tới của đơn vị chào giá khi:
-
Sự cố tổ máy gây ngừng máy hoặc giảm công suất khả dụng;
-
Sửa chữa tổ máy ngoài kế hoạch đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện phê duyệt theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải.
2. Bản chào giá sửa đổi không được
thay đổi giá chào.
3. Bản chào giá sửa đổi phải được nộp chậm nhất 60
phút trước giờ vận hành có thay đổi bản chào giá.
1. Sản lượng điện năng xuất
khẩu được tính như phụ tải tại điểm xuất khẩu và được dùng để tính toán dự báo
phụ tải hệ thống phục vụ lập lịch huy động ngày tới và giờ tới.
2. Sản lượng điện năng nhập khẩu trong lập
lịch huy động được tính như nguồn phải phát với biểu đồ đã được công bố trước
trong lập
lịch huy động ngày
tới và
giờ tới.
1. Các nhà máy điện không tham
gia thị trường điện bao gồm:
a)
Nhà
máy điện BOT;
b)
Nhà
máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện;
c)
Nhà máy điện thuộc khu
công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia và không xác
định được kế hoạch bán điện dài hạn.
Danh sách các nhà máy
điện không tham gia thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực phê duyệt.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện
có trách nhiệm sử dụng giá mua điện và các ràng buộc theo Hợp đồng
mua bán điện với các Nhà
máy
điện này
do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp để tính toán lập biểu đồ của các nhà máy
điện không tham gia thị trường điện. Sản lượng điện năng của các nhà máy điện
không tham gia thị trường điện được tính như nguồn phát với biểu đồ đã được
công bố trước trong lập lịch huy động ngày tới và giờ tới.
1. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch được thanh
toán theo giá thị trường
điện và thanh
toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác.
2. Khoản thanh toán theo giá thị trường
chỉ áp dụng cho Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và được tính toán căn cứ
trên các yếu tố sau:
a)
Giá
điện năng thị trường;
b)
Giá công suất thị trường;
c)
Sản lượng điện năng và công suất huy động.
3. Các Đơn vị phát điện gián tiếp
giao dịch được
thanh toán theo
các quy định tại hợp đồng mua bán điện.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm sử dụng phần mềm lập lịch huy động để tính toán lập lịch
huy động
ngày tới và giờ tới.
2. Hàm mục tiêu của phần mềm lập lịch
huy động là tối thiểu hoá chi phí mua điện qua thị trường từ các tổ máy
phát điện
và các chi phí phạt vi phạm ràng buộc cho từng chu kỳ tính toán từng giờ, được
mô tả chi tiết tại Phụ lục 3 Quy trình này.
3. Phần mềm lập lịch huy động mô phỏng
hệ thống điện với các ràng
buộc trong vận hành nhà máy điện và hệ thống điện, được mô tả chi tiết tại Phụ lục 4
Quy trình này.
1. Số liệu đầu vào của phần mềm lập lịch huy
động bao gồm:
a)
Phụ tải hệ thống điện miền;
b)
Giới hạn trên hệ thống đường dây liên kết miền;
c)
Trạng thái của các tổ máy phát điện;
d)
Bản chào của các tổ máy phát điện;
đ)
Các ràng buộc trong vận
hành nhà máy điện và hệ thống điện;
e)
Các thông số đầu vào khác.
2. Các trường số liệu đầu vào mô phỏng trong
phần mềm lập lịch được mô tả chi tiết trong Phụ lục 5 Quy trình
này.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm sử dụng phần mềm lập lịch huy động, lập lịch có ràng
buộc để tính toán biểu đồ huy động, lịch ngừng, khởi động các tổ máy.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm sử dụng phần mềm lập lịch huy động, lập lịch không
ràng buộc để tính toán giá điện năng thị trường, công suất thanh toán và thứ tự
huy động tổ máy.
1. Trước 10h00 ngày
D-2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phối hợp
với Đơn vị mua buôn duy nhất xác định sản lượng điện năng
xuất, nhập khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
2. Trước 10h00 ngày
D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định,
tính toán và công bố các thông tin sau:
a)
Biểu đồ dự báo
ngày D
phụ tải hệ thống điện
miền và
phụ tải
hệ thống điện quốc gia. Biểu đồ phụ tải dự kiến cho ngày tới được
xác định và tính toán theo quy định tại Quy trình dự báo phụ tải điện;
b)
Sản
lượng dự kiến của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu, các nhà máy gián tiếp
tham gia thị trường, nhà máy điện BOT, nhà
máy điện thuộc khu
công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia và không xác
định được kế hoạch bán điện dài hạn trong từng chu kỳ giao dịch của ngày
tới. Sản
lượng dự kiến của các nhà máy này được xác định theo quy định tại Điều 21 Quy
trình này;
c)
Tổng
sản lượng khí dự kiến ngày tới của các nhà máy nhiệt điện khí sử dụng
chung một nguồn khí;
d)
Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của
ngày D. Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều
này;
đ)
Lịch thử nghiệm của các tổ máy phát điện (nếu có) theo quy định tại Quy
trình đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện
lực ban hành;
e)
Các kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy trình đánh giá an
ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành;
g)
Các yêu cầu về dịch vụ phụ trợ được xác định theo quy định tại Quy trình xác định
và vận hành dịch vụ phụ trợ do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
3. Trước 11h30 ngày
D-1, Đơn vị phát điện trực tiếp có trách nhiệm nộp bản chào giá ngày D.
4. Trước 16h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lịch huy động ngày tới.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm điều chỉnh giới hạn công suất chạy khí nhà máy
điện hoặc cụm nhà máy điện bị giới hạn sản lượng do khí (nếu có).
2. Điều chỉnh giới hạn
công suất các tổ máy thuộc nhà máy điện hoặc cụm nhà máy điện bị giới hạn sản
lượng do khí thực hiện theo
quy định tại Quy trình tối ưu sử dụng nguồn nhiên liệu khí phục vụ công tác lập
lịch huy động ngày tới, giờ tới và vận hành thời gian thực do Cục Điều tiết điện
lực ban hành.
Đơn vị phát điện sở hữu các nhà máy thuỷ điện
có trách nhiệm tuân thủ theo quy định về mức nước giới hạn tuần. Trường hợp hồ
chứa của nhà máy thuỷ điện vi phạm mức nước giới hạn tuần:
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm cảnh báo việc nhà máy vi phạm mức nước giới hạn
tuần, nhà máy điện có trách nhiệm điều chỉnh giá chào trong các ngày tiếp theo
để đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần tiếp theo.
2. Trong trường hợp hồ chứa
của
nhà
máy
có 02
tuần
liền vi phạm mức nước giới hạn tuần thì tuần tiếp theo, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện được phép can thiệp vào lịch huy động các
nhà máy điện này căn cứ kết quả tính toán giá trị nước để đảm bảo các yêu cầu về
an ninh hệ thống điện và đưa mực nước của hồ chứa về mức nước giới
hạn tuần.
3. Khi đã đảm bảo không
vi phạm mức nước giới hạn tuần, nhà máy thuỷ điện được tiếp tục tham
gia chào giá vào tuần tiếp theo.
4. Trước 10h00 ngày thứ Hai, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông
báo về việc lập lịch huy động kể từ ngày thứ Ba cho Đơn vị phát điện và Đơn vị
mua buôn duy nhất trong các trường hợp sau:
- Nhà máy vi phạm mức nước hồ chứa và nhà máy
bị can thiệp lịch huy động;
- Nhà máy được phép chào giá khi mức nước hồ chứa của nhà
máy đã về mức nước giới hạn tuần.
5. Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng dự kiến huy động
từng giờ trong ngày tới của nhà máy thuỷ điện bị can thiệp lịch huy động theo
nguyên tắc sau:
a)
Căn cứ theo tình hình thuỷ văn, mức nước của hồ thuỷ điện của nhà máy thuỷ điện
đó;
b)
Đảm bảo an ninh cung cấp điện;
c)
Đảm bảo tối thiểu hóa chi phí mua điện cho toàn hệ thống.
Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định biểu đồ ngày D của các
nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu, các nhà máy gián tiếp tham gia thị
trường, nhà máy điện
BOT, nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống
điện quốc gia và không xác định được kế hoạch bán điện dài hạn căn cứ theo các
số liệu sau:
1. Dự báo phụ tải hệ thống điện miền theo Quy
trình dự báo phụ tải điện.
2. Biểu đồ điện năng nhập khẩu.
3. Biểu đồ các nhà máy điện sử dụng
năng lượng tái tạo không phải thủy điện.
4. Biểu đồ phụ tải riêng của các nhà máy điện
thuộc khu công nghiệp chỉ bán
một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia và không xác định được kế hoạch
bán điện dài hạn.
5. Biểu đồ của các nhà máy điện có công suất
đặt từ 30MW trở xuống.
6. Giới hạn công suất chạy khí của nhà máy điện
bị giới hạn sản lượng do khí.
7. Sản lượng huy động của các nhà máy thủy điện
căn cứ theo tình hình thủy văn, mức nước hồ chứa hiện tại, mức nước hồ chứa dự
kiến theo kế hoạch huy động tuần tới.
8. Giá hợp đồng mua bán điện của các nhà máy
nhiệt điện
a)
Tổng giá biến đổi theo hợp đồng mua bán điện và giá công suất (CAN) lớn nhất
trong ngày tới, áp dụng cho các nhà máy nhiệt điện trực tiếp chào giá;
b)
Giá biến đổi theo hợp đồng mua bán điện, áp dụng cho các nhà máy không trực tiếp
chào giá và thanh toán chi phí cố định hàng tháng;
c)
Tổng giá biến đổi và giá cố định theo hợp đồng mua bán điện, áp dụng cho các
nhà máy nhiệt điện không trực tiếp chào giá còn lại.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm sử dụng phần mềm lập lịch huy động để tính toán lập lịch
huy động ngày tới.
2. Các số liệu đầu vào được mô phỏng
trong phần mềm lập lịch để lập lịch huy động ngày tới:
a)
Phụ tải từng giờ trong ngày D của hệ thống điện miền Bắc, Trung, Nam;
b)
Giới hạn truyền tải giữa các miền;
c)
Bản chào giá của các Đơn vị
phát điện;
d)
Sản
lượng dự kiến của các
nhà máy gián tiếp tham gia thị trường, các nhà máy điện không tham gia thị trường điện trong từng
chu kỳ giao dịch của ngày tới;
đ)
Biểu đồ huy động
của các nhà máy điện bị đình chỉ quyền
tham gia thị trường điện, các nhà máy thuỷ điện thuộc nhóm nhà máy thuỷ điện bậc
thang không tự chào giá;
e)
Giới hạn công suất từng giờ của các tổ máy thuộc nhà máy điện hoặc cụm nhà máy
điện bị giới hạn sản lượng do khí;
g)
Công suất của các nhà máy cung cấp dịch vụ phụ trợ;
h)
Yêu cầu về công suất dự phòng quay và điều tần;
i)
Lịch sửa chữa lưới truyền tải và các tổ máy phát điện được Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện phê duyệt;
k)
Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện;
l)
Các kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại
Quy định Hệ thống điện truyền tải;
m)
Thông tin cập nhật về độ sẵn sàng của lưới điện truyền tải và các tổ máy phát
điện từ hệ thống SCADA hoặc do Đơn vị truyền tải và các đơn vị phát điện cung cấp.
3. Kết quả của Lịch huy động không
ràng buộc:
a)
Giá
điện năng thị trường dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày
tới;
b)
Thứ tự huy động các tổ máy phát điện trong từng chu kỳ giao dịch của
ngày tới.
4. Kết quả của Lịch huy động ràng buộc:
a)
Biểu đồ dự kiến huy động từng tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới;
b)
Lịch ngừng, khởi động và trạng thái nối lưới dự kiến của từng tổ máy trong ngày
tới;
c)
Các thông tin cảnh báo (nếu có).
5. Lập lịch huy động ngày tới trong
trường hợp thừa công suất
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán việc ngừng các tổ máy trong trường hợp
thừa công suất theo
nguyên tắc sau:
a) Ngừng các tổ máy có giá hợp đồng mua bán điện (Pc) theo
thứ tự từ cao đến thấp;
b) Ngừng các tổ máy có chi
phí khởi động từ thấp đến cao;
c) Tính toán thời gian ngừng các tổ
máy để đáp ứng yêu cầu của hệ thống,
hạn chế việc vận hành lên, xuống các tổ máy nhiều lần.
Việc khởi động lại các tổ máy
ngừng trong trường hợp thừa nguồn được thực hiện theo thứ tự giá chào,
trong trường hợp giá chào bằng nhau, việc khởi động lại các tổ máy được
thực hiện theo thứ tự giá hợp đồng mua bán điện (Pc) từ thấp đến
cao.
Điều 23. Công bố lịch huy động ngày tới
Trước 16h00 hàng ngày, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các thông tin trong lịch
huy động ngày tới, cụ thể như sau:
1. Công suất huy động dự kiến bao gồm
cả công suất điều tần và dự phòng quay của các tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch
của ngày tới. Giá biên từng miền trong từng chu kỳ giao dịch ngày tới.
2. Giá điện năng thị trường dự kiến
cho từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.
3. Danh sách các tổ máy dự kiến phải
phát tăng hoặc phát giảm công suất trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới (nếu có).
4. Thông tin về cảnh báo thiếu công suất
trong ngày tới (nếu có), bao gồm:
a)
Các
chu kỳ giao dịch dự kiến thiếu công suất;
b)
Lượng công suất thiếu;
c)
Các ràng buộc an ninh hệ thống bị vi phạm.
5. Thông tin về cảnh
báo thừa công suất (nếu có) trong ngày tới, bao gồm:
a)
Các
chu kỳ giao dịch dự kiến thừa công suất;
b)
Các tổ máy dự kiến sẽ dừng phát điện.
1. Đối với tổ máy khởi động chậm, Đơn
vị phát điện có trách nhiệm chuẩn bị sẵn sàng để hoà lưới tổ máy
này theo lịch huy động ngày tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện công bố.
2. Đối với tổ máy không phải là
khởi động chậm, Đơn vị phát điện có trách nhiệm chuẩn bị sẵn sàng để hoà lưới tổ
máy này theo lịch huy động giờ tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện công bố.
3. Trong quá trình hòa lưới của các tổ
máy nhiệt điện, Đơn vị phát điện có trách nhiệm cập nhật công suất từng giờ vào
bản chào giờ trước 60 phút để phục vụ vận hành và tính toán thanh toán.
Điều 25. Số liệu sử dụng cho lập lịch huy động giờ tới
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm sử dụng các số liệu để lập lịch huy động giờ tới sau đây:
1. Biểu đồ phụ tải của toàn hệ thống
và từng miền Bắc, Trung, Nam dự báo cho giờ tới và 03 (ba) giờ tiếp
theo. Biểu đồ phụ tải dự kiến cho giờ tới và 03 (ba) giờ tiếp
theo được xác định và tính toán theo Quy trình dự báo nhu cầu phụ tải điện hệ thống
điện quốc gia.
2. Kế hoạch hòa lưới của các tổ máy khởi
động chậm theo lịch huy động ngày tới đã được công bố.
3. Các bản chào giá lập lịch của các
đơn vị chào giá.
4. Sản lượng dự kiến của các nhà máy gián tiếp
tham gia thị trường, các nhà máy điện không tham
gia thị trường điện.
5. Sản lượng điện nhập khẩu.
6. Công suất điều tần, dự phòng quay,
dự phòng khởi động nhanh, dự phòng nguội và vận hành phải phát do ràng buộc an
ninh hệ thống điện cho giờ tới (nếu có).
7. Độ sẵn sàng của lưới điện truyền tải
và các tổ máy phát điện từ hệ thống SCADA hoặc do Đơn vị truyền tải điện và các
đơn vị phát điện cung cấp.
8. Các ràng buộc khác về an ninh hệ thống.
9. Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện.
1. Trước khi lập lịch huy động giờ tới,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép điều chỉnh sản lượng
giờ của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu đã được công bố trong các trường
hợp sau:
a)
Có
biến động bất thường về thuỷ văn;
b)
Có cảnh báo thiếu công suất theo lịch huy động ngày tới;
c)
Có quyết định của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền về điều tiết hồ chứa của
nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu phục vụ mục đích chống lũ, tưới tiêu.
2. Phạm vi điều chỉnh sản lượng giờ của
nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong các trường hợp quy định tại Điểm
a và Điểm b Khoản 1 Điều
này là ±5% của tổng công suất đặt của các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục
tiêu trong hệ thống điện không bao gồm phần công suất dành cho điều tần
và dự phòng quay.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm điều chỉnh giới hạn công suất chạy khí nhà máy
điện hoặc cụm nhà máy điện bị giới hạn sản lượng do khí (nếu có).
2. Điều chỉnh giới hạn
công suất các tổ máy thuộc nhà máy điện hoặc cụm nhà máy điện bị giới hạn sản
lượng do khí thực hiện theo
Quy
trình tối ưu sử dụng nguồn nhiên liệu khí phục vụ công tác lập lịch huy động
ngày tới
do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động giờ tới cho các tổ máy phát điện
theo phương pháp lập lịch có ràng buộc và phương pháp lập lịch không ràng buộc.
2. Lập lịch huy động giờ tới trong trường
hợp thiếu công suất
a)
Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập lịch huy động các tổ máy theo
thứ tự sau:
-
Theo bản chào giá lập lịch;
-
Các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo công suất điều chỉnh;
-
Các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, các tổ máy cung cấp dịch
vụ dự phòng nguội theo lịch huy động ngày tới;
-
Các tổ máy cung cấp dịch vụ vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện;
-
Công suất dự phòng quay;
-
Giảm công suất dự phòng điều tần xuống mức thấp nhất cho phép.
b)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kiểm tra, xác định lượng công
suất dự kiến cần sa thải để đảm bảo an ninh hệ thống.
3. Lập lịch huy động giờ tới trong trường hợp
thừa công suất
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm điều chỉnh lịch huy động giờ tới thông qua các biện pháp theo
thứ tự sau:
a) Dừng các tổ máy tự nguyện ngừng phát điện;
b) Giảm dần công suất phát của các tổ máy khởi
động chậm về mức công suất phát ổn định thấp nhất;
c) Giảm tối thiểu công suất phát của tổ máy
cung cấp dịch vụ dự phòng quay;
d) Giảm tối thiểu công suất phát của tổ máy
cung cấp dịch vụ điều tần;
đ) Dừng các tổ máy khởi động chậm theo thứ tự
sau:
- Có thời gian khởi động ngắn nhất;
- Có giá hợp đồng mua bán điện (Pc) từ cao đến thấp;
- Có chi phí khởi động từ thấp đến cao. Chi
phí khởi động do Đơn vị mua buôn duy nhất thỏa thuận với Đơn vị phát điện và
cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
- Có mức công suất thấp nhất đủ để giải quyết
tình trạng thừa công suất.
Điều 29. Công bố lịch huy động giờ tới
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm công bố lịch huy động giờ tới 15 (mười lăm) phút trước giờ
vận hành, bao gồm các nội dung sau:
1. Phụ tải dự báo giờ tới của
toàn hệ thống và các miền Bắc, Trung, Nam.
2. Lịch huy động các tổ máy phát điện
trong giờ tới và 03
(ba) giờ tiếp
theo.
3. Giá biên các miền Bắc, Trung, Nam trong giờ
tới và 03 (ba) giờ tiếp theo.
4. Các biện pháp xử lý của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện trong trường hợp thiếu hoặc thừa công suất.
5. Các thông tin về việc điều chỉnh
công suất công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu.
6. Lịch sa thải phụ tải dự kiến (nếu
có).
1. Trong điều kiện hệ thống điện vận
hành bình thường, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
vận hành hệ thống điện trong thời gian thực căn cứ lịch huy động giờ tới đã được
công bố.
2. Đơn vị phát điện có trách nhiệm
tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
1. Tần số danh định của hệ thống điện
quốc gia Việt Nam là 50Hz. Ở các chế độ vận hành bình thường hoặc khi có sự cố
đơn lẻ xảy ra trong lưới điện truyền tải, tần số hệ thống điện được phép dao động
trong các phạm vi được quy định:
|
Chế độ vận hành của
hệ thống điện
|
Dải tần số cho phép
|
|
Vận hành bình thường
|
49,8 Hz ÷ 50,2 Hz
|
|
Sự cố đơn lẻ
|
49,5 Hz ÷ 50,5 Hz
|
2. Trong điều kiện làm việc bình
thường hoặc khi có sự cố đơn lẻ xảy ra trong lưới điện truyền tải, điện áp tại
thanh cái cho phép vận hành trên lưới được quy định:
|
Cấp điện áp
|
Chế độ vận
hành của hệ thống điện
|
|
Vận hành
bình thường
|
Sự cố một
phần tử
|
|
500kV
|
475 ÷ 525
|
450 ÷ 550
|
|
220kV
|
209 ÷ 242
|
198 ÷ 242
|
|
110kV
|
104 ÷ 121
|
99 ÷ 121
|
1. Chế độ khẩn cấp được quy định tại Quy định
hệ thống truyền tải điện, là chế độ vận hành khi hệ thống điện truyền tải
tồn tại một trong các điều kiện sau:
a)
Tần
số hệ thống vượt
ra ngoài phạm vi cho phép chế độ vận hành bình thường, nhưng nằm trong dải tần số
cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố một phần tử trong hệ thống;
b)
Điện áp tại một nút bất kỳ trên lưới điện truyền tải nằm ngoài
phạm vi cho phép trong chế độ vận hành bình thường, nhưng nằm trong dải điện áp
cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố một phần tử;
c)
Mức mang tải của bất kỳ thiết bị điện nào trong lưới điện truyền tải
hoặc thiết bị điện đấu nối vào lưới điện truyền tải vượt quá giá trị định mức
nhưng dưới 110% giá trị định mức mà thiết bị này khi bị sự cố do quá tải có thể
dẫn đến chế độ vận hành cực kỳ khẩn cấp.
2. Chế độ cực kỳ khẩn cấp được quy định
tại Quy
định hệ thống điện truyền tải là chế độ vận hành khi hệ thống điện truyền tải
tồn tại
một trong các điều kiện sau:
a)
Tần
số hệ thống
nằm ngoài dải tần
số cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố một phần tử trong hệ thống;
b)
Điện áp tại một nút bất
kỳ trên lưới điện truyền tải nằm ngoài dải điện áp cho phép đối với trường hợp
xảy ra sự cố một phần tử;
c)
Mức mang tải của bất kỳ thiết bị nào trong lưới điện truyền tải hoặc thiết bị đấu
nối với lưới điện truyền
tải trên 110% giá trị định mức mà thiết bị này khi bị sự cố do quá tải có thể dẫn
đến tan rã từng phần hệ thống điện;
d)
Khi lưới điện truyền
tải đang ở chế độ vận hành khẩn cấp, các biện pháp được thực hiện để đưa hệ thống về trạng
thái vận hành ổn định không thực hiện được dẫn tới hiện tượng tan rã từng phần
hệ thống, tách đảo hoặc sụp đổ điện áp hệ thống.
1. Các trường hợp can thiệp vào thị
trường điện
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện được phép can thiệp vào thị trường điện trong các trường hợp sau:
a)
Hệ thống đang vận hành trong chế độ khẩn cấp;
b)
Không thể đưa ra lịch huy
động giờ tới 15 (mười lăm) phút trước giờ vận hành.
2. Trong trường hợp can thiệp vào thị
trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
huy động các tổ máy để đảm bảo các mục tiêu theo thứ tự ưu tiên sau:
a)
Đảm bảo cân
bằng được công suất phát và phụ tải;
b)
Đáp ứng được yêu cầu về dự phòng điều tần;
c)
Đáp ứng được yêu cầu về dự phòng quay;
d)
Đáp ứng được yêu
cầu về chất lượng điện áp.
3. Công bố thông tin về can thiệp vào
thị trường điện
a)
Khi
can thiệp vào thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
phải công bố các
nội dung sau:
-
Các lý do phải can thiệp thị trường điện;
-
Các chu kỳ giao dịch dự kiến can thiệp vào thị trường điện.
b)
Trong thời hạn 24 giờ kể từ khi kết thúc can thiệp vào thị trường điện, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các nội dung
sau:
-
Các lý do phải can thiệp vào thị trường điện;
-
Các chu kỳ giao dịch can thiệp vào thị trường điện;
-
Các biện pháp do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện áp dụng để
can thiệp vào thị trường điện.
1. Thị trường điện dừng vận hành khi xảy
ra một trong các trường hợp sau:
a)
Do
các tình huống khẩn cấp về
thiên tai hoặc bảo vệ an ninh quốc phòng;
b)
Do Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện đề nghị dừng thị trường điện trong các trường hợp:
-
Hệ thống điện vận hành trong chế độ cực kỳ khẩn cấp được quy định tại Quy định
hệ thống điện truyền tải;
-
Không đảm bảo việc vận hành thị trường điện an toàn, liên tục.
c)
Các trường hợp khác
theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền.
2. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét,
quyết định dừng thị trường điện trong các trường hợp quy định tại Điểm a Điểm b
Khoản
1 Điều này và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm thông báo cho các thành viên tham gia thị trường điện
về quyết định dừng thị trường điện của Cục Điều tiết điện lực.
4. Vận hành hệ thống điện trong thời
gian dừng thị trường điện:
a)
Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều độ, vận hành hệ
thống điện theo các nguyên tắc sau:
-
Đảm bảo hệ thống vận hành an toàn, ổn định, tin cậy với chi phí mua điện cho
toàn hệ thống thấp nhất;
-
Đảm bảo thực hiện các thoả thuận về sản lượng trong các hợp đồng xuất khẩu, nhập
khẩu điện, hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện BOT và các hợp đồng mua
bán điện có cam kết sản lượng của các nhà máy điện khác.
b)
Đơn vị phát điện, Đơn vị truyền tải điện và các đơn vị có liên quan khác có
trách nhiệm tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện.
1. Thị trường điện được khôi phục vận
hành khi đảm bảo các điều kiện sau:
a)
Các
nguyên nhân dẫn đến
việc dừng thị trường điện đã được khắc phục;
b)
Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện xác nhận về khả năng vận hành lại thị trường điện.
2. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm
xem xét, quyết định khôi phục thị trường điện và thông báo cho Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm thông báo cho các thành viên tham gia thị trường điện
về quyết định khôi phục thị trường điện của Cục Điều tiết điện lực.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có
trách nhiệm kiểm tra, sử dụng các số liệu đo đếm theo quy định tại Điều 37 Quy
trình này
phục vụ tính toán thanh toán trong thị trường điện và công bố cho Đơn vị mua
buôn duy nhất các số liệu đo đếm điện năng của từng chu kỳ giao dịch qua trang
thông tin điện tử phục vụ thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện
có trách nhiệm lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và các hồ sơ liên quan trong thời
hạn ít nhất là 5 năm.
1. Trước 10h00 ngày
D+1, Đơn vị phát điện có trách nhiệm công bố các sự kiện phục vụ thanh toán trên thị trường
điện theo quy định tại Quy trình phối hợp xác nhận các sự kiện phục vụ các khoản
thanh toán trên thị trường điện.
2. Trước 15h00 ngày D+1, Đơn vị phát điện có
trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác
nhận các sự kiện phục vụ thanh toán trên thị trường điện. Trong trường hợp Đơn
vị phát điện chưa công bố các sự kiện hoặc các sự kiện chưa được thống nhất,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các sự
kiện được sử dụng để tính toán thanh toán trên thị trường điện.
3. Trước 15h00 ngày D+1, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra số liệu
đo đếm điện năng,
số liệu đo đếm đầu cực tổ máy và các số liệu đo đếm tự dùng của từng
chu kỳ giao dịch của ngày D.
4. Trước 9h00 ngày D+2, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá điện năng thị
trường, lượng công suất thanh toán của từng tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch
trong ngày D cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các Đơn vị phát điện phục vụ việc
thanh toán cho từng nhà máy điện qua trang thông tin điện tử phục vụ thị trường
điện theo biểu mẫu tại Phụ lục 7 Quy
trình này.
5. Trước ngày D+4, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho Đơn vị mua buôn duy
nhất và các Đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ cho ngày
giao dịch D qua trang thông tin điện tử phục vụ thị trường điện theo biểu mẫu
tai Phụ lục 7 Quy
trình này.
6. Trước ngày D+6, Đơn vị phát điện trực
tiếp giao dịch và Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm thông báo lại cho Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các sai sót trong bảng kê thanh
toán thị trường điện sơ bộ (nếu có) và thống nhất với Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện các sự kiện phục vụ tính toán thanh toán trên thị trường điện
qua
trang thông tin điện tử phục vụ thị trường điện theo biểu mẫu tai Phụ lục 7 Quy
trình này.
7. Vào ngày D+6, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho Đơn vị mua buôn duy nhất
và các Đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện hoàn chỉnh cho ngày
D qua trang thông tin điện tử phục vụ thị trường điện theo biểu mẫu tại Phụ lục 7 Quy
trình này.
Đơn vị phát điện có trách nhiệm phát hành bảng kê thanh toán ngày và đưa vào hồ
sơ phục vụ công tác thanh toán cho chu kỳ thanh toán.
8. Trong thời hạn 10 ngày làm
việc kể từ ngày giao dịch cuối cùng của chu kỳ thanh toán, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và phát hành bảng kê thanh
toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán và gửi cho Đơn vị mua buôn duy nhất
và các Đơn vị phát điện theo biểu mẫu tại Phụ lục 8 Quy trình
này.
1. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch
lập và
gửi chứng
từ thanh toán thị trường điện cho Đơn vị mua buôn duy nhất căn cứ trên bảng kê
thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán.
2. Đơn vị phát điện lập và gửi chứng từ
thanh toán hợp đồng cho Đơn vị mua buôn duy nhất theo các quy định trong hợp đồng
mua bán điện đã ký giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.
3. Đơn vị phát điện ký Hợp đồng
cung cấp dịch vụ phụ trợ có trách nhiệm lập hồ sơ thanh toán dịch vụ phụ
trợ theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ
giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
4. Trước ngày 20 hàng tháng, Đơn vị
phát điện trực tiếp giao dịch, lập và gửi hóa đơn thanh
toán cho
Đơn vị mua buôn duy nhất. Hóa đơn thanh toán bao gồm các khoản thanh
toán thị trường điện và thanh toán hợp đồng trong chu kỳ thanh toán.
5. Trước ngày 20 hàng tháng, Đơn vị phát điện
ký Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ lập và gửi hoá đơn thanh toán dịch vụ phụ
trợ cho Đơn vị vận hành Hệ thống điện và thị trường điện.
1. Trong trường hợp hóa đơn có sai
sót, Đơn vị phát điện hoặc Đơn vị mua buôn duy nhất có quyền đề nghị xử lý theo các quy
định hiện hành có liên quan trong thời hạn 01 tháng kể từ ngày phát
hành. Các bên liên quan có trách nhiệm phối hợp xác định và thống nhất các khoản
thanh toán hiệu chỉnh.
2. Đơn vị phát điện có trách nhiệm bổ
sung khoản thanh toán hiệu chỉnh vào hóa đơn của chu kỳ thanh toán tiếp theo.
1. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện thanh
toán theo hóa đơn của Đơn vị phát điện, thời hạn thanh toán căn cứ theo quy định
tại hợp đồng mua bán điện đã ký kết giữa hai bên.
2. Đơn vị phát điện và Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thống nhất phương thức thanh
toán trong thị trường điện phù hợp với quy định tại Thông tư số 03/2013/TT-BCT ngày 8 tháng 02 năm
2013 về Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban
hành
và các quy định có liên quan.
3. Trường hợp đến ngày 20 hàng
tháng, nếu Đơn vị phát điện chưa nhận được Bảng kê thanh toán thị trường điện mà nguyên
nhân không phải từ Đơn vị phát điện, Đơn vị phát điện có quyền lập và gửi hồ sơ tạm
thanh toán căn cứ theo sản lượng điện phát và giá hợp đồng mua bán điện. Sau
khi bảng kê thanh toán thị trường điện được phát hành, phần chênh lệch giữa giá
trị tạm thanh toán và giá trị quyết toán sẽ được bù trừ vào tháng kế tiếp.
Trường hợp có thanh toán thừa hoặc thiếu so với
hóa đơn, các đơn vị liên quan xử lý các sai sót này theo quy định trong hợp đồng
mua bán điện hoặc hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện quy đổi số liệu đo đếm về đầu cực các tổ máy phát điện và ngược lại
để phục vụ tính toán giá điện năng thị trường, công suất thanh toán và lập bảng
kê thanh toán.
2. Việc quy đổi số liệu đo đếm về đầu
cực các tổ máy phát điện và ngược lại được tính toán bằng hệ số quy đổi
do Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện thoả thuận và được Đơn vị mua
buôn duy nhất cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm tính toán phân bổ sản lượng đo đếm của nhà máy điện về từng
tổ máy điện và quy đổi về đầu cực máy phát điện theo nguyên tắc sau:
1. Sử dụng hệ số quy đổi chung của
nhà máy cho từng tổ máy.
2. Phản ánh đúng sản lượng điện
năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu) khi thay đổi
cấu hình tự dùng của nhà máy.
3. Xử lý được các trường hợp đặc biệt trong
thiết kế hệ thống đo đếm của nhà máy (trường hợp các tổ máy chung một công tơ
đo đếm, không xác định được rõ công tơ đo đếm nào cho tổ máy nào …).
4. Phân bổ sản lượng đo đếm về từng tổ máy điện
được thực hiện dựa trên việc phân bổ sản lượng đo đếm cả nhà
máy với trọng số
công tơ đầu cực hoặc theo sản lượng tính theo mệnh lệnh điều độ (Qdd)
a)
Trường hợp 1: Có công tơ đo đếm điện năng đầu cực tổ máy và thu thập được số liệu
đo đếm:
Qđo đếm tổ máy I
= Qđo đếm nhà máy * CTđầu cực tổ máy i/ ∑( CTđâu
cực tổ máy i)
Trong đó:
Qđo đếm tổ máy i: Sản lượng đo đếm
thanh toán của tổ máy i;
CTđầu cực tổ máy i: Sản lượng công
tơ đầu cực ghi nhận tổ máy i.
b)
Trường hợp 2: Không có công tơ đo đếm điện năng đầu cực
Qđo đếm tổ máy i = Qđo đếm
nhà máy * Qddtổ máy i/ ∑( Qdd tổ máy i)
Trong đó:
Qđo đếm tổ máy i : Sản lượng đo
đếm thanh toán của tổ máy i;
Qdd tổ máyi: Sản lượng được tính
từ lệnh điều độ tổ máy i theo khả năng phát của tổ máy.
5. Phân bổ sản lượng đo đếm
của tổ
máy 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 GT và thời gian vận hành chu trình hỗn hợp của tổ
máy GT đó.
1. Sau ngày giao dịch D, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch tính giá điện
năng thị trường cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D theo trình tự sau:
a)
Tính
toán phụ tải hệ thống trong chu kỳ giao dịch bằng cách quy đổi sản lượng đo đếm
về phía đầu cực các tổ
máy phát điện;
b)
Thực hiện lập lịch tính giá điện năng thị trường theo phương pháp lập
lịch không ràng buộc theo trình tự như sau:
-
Sắp
xếp cố định dưới phần nền của biểu đồ phụ tải hệ thống điện các sản lượng phát
thực tế của các Đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch thị trường điện, điện năng
nhập khẩu, các
nhà
máy điện không
tham gia thị trường điện trừ các nhà máy có công suất nhỏ hơn hoặc bằng 30MW, các tổ
máy thí nghiệm, nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng
lên hệ thống điện quốc gia, các tổ máy bị tách ra khỏi thị trường điện;
- Sắp xếp các dải
công suất trong bản chào giá lập lịch của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch.
2. Giá điện năng thị trường bằng giá
chào của dải công suất cuối cùng được xếp lịch để đáp ứng mức phụ tải hệ thống trong lịch
tính giá điện năng thị trường. Trong trường hợp giá chào của dải công suất cuối
cùng trong lịch tính giá điện năng thị trường cao hơn giá trần thị trường, giá
điện năng thị trường được tính bằng giá trần thị trường.
1. Các nguyên tắc xác định công suất thanh toán cho từng chu kỳ giao dịch:
a)
Các tổ máy tham gia phát điện trong mỗi chu kỳ trên thị trường được lập lịch nhận
giá công suất thị trường cho chu kỳ đó trừ các tổ máy khởi động chậm đã ngừng để
làm dự phòng, tổ máy đã ngừng sự cố;
b)
Công suất thanh toán của tổ
máy tối thiểu bằng sản lượng điện năng của tổ máy tại đầu cực máy phát điện
trong chu kỳ giao dịch;
c)
Công suất thanh toán của tổ máy nhiệt điện trong quá trình hòa lưới hoặc
ngừng máy bằng sản lượng điện năng của tổ máy tại đầu cực máy phát điện trong
chu kỳ giao dịch;
d)
Trong
trường hợp tổng công suất các tổ máy có giá chào bằng nhau thì chia đều phần
công suất được nhận giá công suất thị trường tại dải chào đó cho các tổ máy.
2. Sau ngày giao dịch D, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch công suất cho từng chu kỳ
giao dịch của ngày D theo trình tự sau:
a)
Tính toán phụ tải hiệu chỉnh
trong chu kỳ giao dịch bằng phụ tải hệ thống cộng thêm các thành phần sau:
-
Công suất dự phòng quay cho chu kỳ giao dịch;
-
Công suất điều tần cho chu kỳ giao dịch;
-
Thành phần công suất khuyến khích và công suất của các tổ máy phát tăng thêm được
tính bằng 3% tổng
sản lượng phát của các Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch thị trường điện
trong chu
kỳ giao dịch.
b)
Thực hiện lập lịch công suất
theo phương pháp lập lịch không ràng buộc để đáp ứng mức phụ tải hiệu chỉnh
được xác định tại Điểm a Khoản này theo trình tự sau:
-
Sắp
xếp cố định dưới phần nền của biểu đồ phụ tải hệ thống điện các sản lượng phát
thực tế của các tổ
máy phát điện và
sản lượng điện năng nhập khẩu trong một chu kỳ giao dịch trừ đi sản lượng của các nhà máy phát điện có công suất
nhỏ hơn
hoặc bằng
30MW
không tham gia thị trường điện;
-
Sắp xếp công
suất điều tần, dự phòng quay cho chu kỳ giao dịch của tổ máy với mức giá bằng 0 (không) đồng/kWh;
-
Sắp xếp các
dải công suất trong bản chào
giá lập lịch của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch trừ các tổ máy khởi
động chậm đã ngừng để làm dự phòng, tổ máy đã ngừng sự cố.
3. Lượng công suất thanh toán của tổ
máy trong chu kỳ giao dịch tính bằng lượng công suất của tổ máy đó trong lịch
công suất.
1. Trong trường hợp thời gian can thiệp
thị trường nhỏ hơn 24 giờ:
a)
Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng bản chào giá hợp lệ để xác
định giá điện năng thị trường và lượng công suất thanh toán;
b)
Trong trường hợp tổ máy không có bản chào giá hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện sử dụng giá sàn cho phần sản lượng hợp đồng giờ và giá trần bản chào cho sản
lượng ngoài hợp đồng để lập lịch tính giá điện năng thị trường và lịch công suất
cho chu kỳ giao dịch đó.
2. Trong trường hợp thời gian can thiệp
thị trường lớn hơn hoặc bằng 24 giờ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện không có trách nhiệm thực hiện tính toán giá điện năng thị trường
và công suất thanh toán cho khoảng thời gian thị trường bị can thiệp.
1. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các thành phần sản lượng điện
năng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch phục vụ thanh toán trong thị trường
điện, bao gồm:
a)
Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá
chào cao hơn giá trần thị trường (Qbp);
b)
Sản lượng điện năng phát
tăng thêm (Qcon);
c)
Sản lượng điện năng
phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu);
d)
Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmp).
2.
Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ
(Qdu) của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:
a)
Xác định sản lượng huy động theo lệnh điều độ
Sản
lượng huy động theo lệnh điều độ là sản lượng tại đầu cực máy phát được tính
toán căn cứ theo lệnh điều độ huy động tổ máy của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện, căn cứ vào công suất theo lệnh điều độ và tốc độ tăng giảm
tải của tổ máy phát điện. 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);
: Sản lượng
huy động theo lệnh điều độ tính tại đầu cực máy phát xác định cho chu kỳ giao dịch
i;
: Công suất
do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy
phát điện tại thời điểm 
;
: Công suất
tổ máy đạt được tại thời điểm .
Khoảng thời gian từ thời điểm lệnh điều
độ công suất đến
thời điểm 
mà tổ máy phát điện đạt được
công suất 
được xác định như sau:
Trong đó:
a: Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy đăng
ký trong bản chào giá lập lịch (MW/phút).
b)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán quy đổi
sản lượng huy động
theo lệnh điều độ (Qddi
j ) về vị trí đo đếm
c)
Sản lượng điện
năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ được xác định
theo công thức sau:
Trong đó:
: Sản
lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ tính
tại đầu cực máy phát xác định cho chu kỳ giao dịch i;
: Sản lượng
điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng huy động
theo lệnh điều độ được quy đổi về vị trí đo đếm cho chu kỳ giao dịch i.
d)
Trường
hợp tổ máy nhiệt
điện trong
quá trình khởi động hoặc quá trình dừng máy (không phải do sự cố)
thì
sản lượng Qdu này bằng không (Qdui = 0). Nếu tổ máy này có ràng buộc
kỹ thuật, gây ảnh hưởng đến công suất phát của các tổ máy khác của nhà máy thì
các tổ máy bị ảnh hưởng này cũng không tính sản lượng Qdu (Qdui =
0);
đ) Để tăng tính chính
xác trong việc xác định thành phần Qdu, các công tơ đo đếm đầu cực tổ máy và
các công tơ lắp tại các điểm đo đếm tự dùng của tổ máy (nếu có) được ưu tiên sử
dụng để xác định sản lượng thực phát đầu cực của các tổ máy phát điện để so
sánh với việc tuân thủ lệnh điều độ theo hệ thống quản lý mệnh lệnh điều độ
(DIM);
e) Sai số điện năng điều độ tại đầu
cực đối với các tổ máy có công suất lắp đặt dưới 100 MW là 5%, đối với các tổ
máy có công suất lắp đặt từ 100 MW trở lên là 3% nhưng trong mọi trường hợp
không nhỏ hơn 1,5 MW. Trường hợp sản lượng 
nằm trong giới hạn sai số cho phép thì phần
sản lượng này bằng không (= 0).
3. Sản lượng điện năng thanh toán theo
giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường
trong chu kỳ giao dịch được xác định như sau:
a)
Xác
định các tổ máy có giá chào cao hơn giá trần thị trường được xếp lịch tính giá
thị trường cho chu kỳ giao dịch i và vị trí đo đếm của tổ máy đó;
b)
Tính toán sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào tại từng vị trí đo đếm
xác định tại Điểm a Khoản này theo công thức sau:
nếu 
và 
≥
0
nếu 
và <
0
nếu 
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i;
j: Điểm đo đếm thứ j của nhà máy nhiệt điện,
xác định tại Điểm a Khoản này;
: Sản lượng điện
năng thanh toán theo giá chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao
dịch i (kWh);
: Sản lượng
điện năng đo đếm tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng
điện năng ứng với lượng công suất có giá chào thấp hơn hoặc bằng giá trần thị
trường trong chu kỳ giao dịch i của các tổ máy có đấu nối vào vị trí đo đếm j
và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh);
: Sản lượng
điện năng ứng với lượng công suất có giá chào cao hơn giá trần thị trường và
được xếp trong lịch tính giá thị trường trong chu kỳ giao dịch i của các tổ máy
có đấu nối vào vị trí đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh).
: Sản lượng điện năng
phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy có đấu nối
vào vị trí đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh).
c)
Tính toán sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào cho nhà máy điện theo
công thức sau:
Trong đó:
j: Điểm đo đếm thứ j của
nhà máy nhiệt điện, xác định tại Điểm a Khoản này;
J: Tổng số các điểm đo đếm của nhà máy điện
có tổ máy chào cao hơn giá trần thị trường và được xếp lịch tính giá thị
trường;
: Sản lượng
điện năng thanh toán theo giá chào của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i
(kWh);
: Sản lượng
điện năng thanh toán theo giá chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i
(kWh).
4. Sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà
máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:
a)
Tính toán
sản
lượng điện năng
phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch tại đầu cực của tổ máy theo công thức
sau:
Trường hợp Qdu > 0:
Trường hợp Qdu ≤ 0:
Trong
đó:
: Sản lượng điện năng phát
tăng thêm của tổ máy tính tại đầu cực trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng
đo đếm thanh toán của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về đầu cực tổ
máy (kWh);
i: Chu kỳ
giao dịch thứ i;
J: Số lần
thay đổi lệnh điều độ do ràng buộc trong chu kỳ giao dịch i;
: Thời điểm
lần thứ j trong chu kỳ giao dịch i Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có lệnh điều độ thay đổi công suất của tổ máy phát điện do ràng buộc
(phút). Trường hợp tại thời điểm này mà công suất của tổ máy phát điện thấp hơn
thì được
xác định là thời điểm tổ máy đạt công suất;
: Thời điểm
tổ máy đạt được mức công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
có lệnh điều độ tại thời điểm (phút);
Trường hợp tại thời điểm này mà công suất của tổ máy phát điện thấp hơn thì được xác định là thời điểm tổ máy đạt
công suất;
: Công suất của tổ
máy được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i
(kW);
: Công suất
do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy
phát điện tại thời điểm . Trường hợp
công suất này nhỏ hơn thì công suất này được
tính bằng;
: Công suất
tổ máy đạt được tại thời điểm ;
: Sản lượng điện năng phát
sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ quy đổi về đầu cực máy
phát.
Khoảng thời gian từ thời điểm lệnh điều
độ công suất 
đến
thời điểm mà tổ máy phát điện đạt được
công suất được xác định như sau:
Trong đó:
a: Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy đăng ký trong bản
chào giá lập lịch (MW/phút).
b)
Trường
hợp tổ máy nhiệt
điện trong
quá trình khởi động hoặc quá trình dừng máy (không phải do sự cố)
thì
sản lượng Qcon này bằng
không ( = 0).
c)
Xác định sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch của tổ máy, 
, bằng cách quy đổi sản lượng 
từ vị trí đầu cực tổ máy về vị trí đo
đếm;
d)
Tính
toán sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch
i theo công thức sau:
Trong đó:
: Tổng sản
lượng phát tăng thêm của
nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
g: Tổ máy phát tăng thêm của nhà
máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy phát tăng thêm của
nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: Sản lượng phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao
dịch i (kWh).
5. Sản lượng điện năng thanh toán theo
giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ giao
dịch i được xác định theo công thức sau:
Trường hợp sản lượng điện năng
phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ dương (> 0):
Trường hợp sản lượng điện năng
phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ âm (< 0):
Trong đó:
: Sản lượng điện năng
thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ giao
dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng
đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện được
thanh toán theo giá chào trong chu kỳ giao dịch i đối với nhà máy nhiệt điện có
giá chào cao hơn giá trần thị trường (kWh);
: Sản lượng điện năng
phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng
phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao
dịch i.
1. Các thành phần sản lượng điện năng phục vụ
thanh toán trong thị trường được điều chỉnh trong các trường hợp sau:
a)
Trường hợp trong
chu kỳ giao dịch
i sản lượng phát thực hiệu chỉnh của nhà máy điện được xác định tại Khoản 4 Điều
này nhỏ
hơn
hoặc bằng sản
lượng điện hợp đồng giờ (
≤ 
);
b)
Trường hợp trong chu kỳ giao dịch i sản lượng phát thực hiệu chỉnh của nhà máy
điện được
xác định tại Khoản 4 Điều này lớn hơn sản lượng điện hợp đồng giờ của nhà
máy điện ( > 
) đồng thời sản
lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện nhỏ
hơn sản lượng hợp đồng giờ ( < 
).
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm tính toán điều chỉnh lại các thành phần sản lượng điện năng
phục vụ thanh toán trong thị trường trong các chu kỳ giao dịch căn cứ vào các
thành phần sản lượng sau:
a)
Sản lượng điện hợp đồng giờ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i ();
b)
Sản lượng điện hợp đồng giờ của tổ máy điện g trong chu kỳ giao dịch i (
);
c)
Sản lượng điện
năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmpi) của
tổ máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
d)
Sản lượng phát thực hiệu chỉnh của tổ máy điện trong chu kỳ giao dịch i (
);
đ)
Sản lượng phát thực hiệu chỉnh của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (
);
3. Sản lượng phát thực hiệu chỉnh của
tổ máy phát điện g trong chu kỳ giao dịch i (
) được xác định như sau:
Trường
hợp sản
lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong
chu kỳ giao dịch
của tổ máy phát điện dương (
> 0):
= 
-
Trường hợp sản lượng điện năng phát sai khác
so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch của tổ máy phát điện âm ( < 0):
=
Trong
đó:
: Sản lượng phát thực hiệu chỉnh trong chu kỳ giao dịch
i của tổ máy phát điện g;
: Sản lượng đo đếm của tổ máy phát điện g;
: Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản
lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy phát điện g.
4. Sản lượng phát thực hiệu
chỉnh của
nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i () được xác định như sau:
Trong
đó:
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i;
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;
4. Phân bổ sản lượng hợp đồng giờ phục vụ điều
chỉnh các sản lượng điện năng thanh toán trong thị trường điện
a)
Việc phân bổ sản lượng điện hợp đồng giờ của tổ máy phát điện chỉ để phục vụ
cho việc điều chỉnh các sản lượng điện năng phục vụ thanh toán của tổ máy,
không ảnh hưởng đến khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện sai khác của cả
nhà máy điện.
b) Sản lượng điện hợp đồng giờ của tổ máy
phát điện trong chu kỳ giao dịch i được phân bổ như sau:
= × 
/
Trong
đó:
: Sản lượng điện hợp đồng giờ của tổ máy phát
điện g;
: Sản lượng hợp đồng giờ của nhà máy điện;
: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện
năng thị trường của
tổ máy phát điện g của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G:
Tổng số tổ máy phát của nhà máy.
c) Trường hợp sản lượng hợp đồng của tổ
máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn sản lượng phát thực hiệu chỉnh () của tổ máy phát điện đó thì sản lượng
hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó được điều chỉnh bằng sản lượng của tổ máy
phát điện đó.
d) Sản lượng chênh lệch do việc điều chỉnh
sản lượng hợp đồng giờ được
quy định tại Điểm c Khoản này được phân bổ vào các tổ máy khác trên
nguyên tắc đảm bảo sản lượng hợp đồng giờ của cả nhà máy là không đổi.
5. 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 vận hành thị
trường phát điện cạnh trạnh;
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 vận
hành thị trường phát điện cạnh tranh;
Qc: Sản lượng hợp đồng trong chu kỳ
giao dịch cho từng tổ máy phát điện.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm tính toán tổng các khoản thanh toán điện năng thị trường của
nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rg: Tổng các khoản thanh toán điện năng thị trường
trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rsmp: Khoản thanh toán
cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường trong chu kỳ
thanh toán (đồng);
Rbp: Khoản thanh toán cho phần sản lượng
được thanh toán theo giá chào đối với các nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn
hơn giá trần thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);
: Khoản thanh toán
cho phần sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rdu: Khoản thanh toán cho phần sản lượng
điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ trong chu kỳ
thanh toán (đồng).
2. Khoản thanh toán cho phần sản lượng được
thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh
toán được xác định theo trình tự sau:
a)
Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh
toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà
máy điện của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng);
SMPi : Giá điện năng thị trường
của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng/kWh);
: Sản lượng
điện năng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của chu kỳ giao dịch i
trong chu kỳ thanh toán (kWh).
b)
Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh
toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà
máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ
thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh
toán;
: Khoản thanh
toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà
máy điện của chu kỳ giao dịch i (đồng).
3. Khoản thanh toán cho phần sản lượng được
thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần
thị trường trong chu kỳ thanh toán được xác định theo trình tự
sau:
a)
Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh toán
cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao
dịch i (đồng);
j: Dải chào thứ j trong bản chào giá
của các tổ máy thuộc nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường
và được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường;
J: Tổng số dải chào trong bản chào giá
của nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường và được sắp xếp
trong lịch tính giá điện năng thị trường;
: Giá chào tương ứng
với dải chào j trong bản chào của các tổ máy của nhà máy nhiệt điện g trong chu
kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
: Mức giá chào cao
nhất trong các dải chào được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường
của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
: Tổng công suất được
chào với mức giá trong bản chào của
nhà máy nhiệt điện được huy động trong chu kỳ giao dịch i và quy đổi về vị trí
đo đếm (kWh);
: Tổng sản lượng điện
năng có giá chào cao hơn giá trần thị trường của nhà máy nhiệt điện trong chu
kỳ giao dịch i (kWh).
b)
Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh
toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ
thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch 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:
Tính
toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh
toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: Tổ máy phát tăng thêm của nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy phát tăng thêm của nhà máy
điện trong chu kỳ giao dịch i;
: Điện
năng phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i, (kWh);
: Giá chào
cao nhất tương ứng với dải công suất phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ
giao dịch i (đồng/kWh). Đối với các nhà máy thuỷ điện nếu giá chào này lớn hơn
giá trần thị trường điện thì lấy bằng giá trần thị trường điện.
Tính
toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rcon: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát
tăng thêm trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh
toán trong đó nhà máy nhiệt điện phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của của chu kỳ
thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ;
Rconi : Khoản thanh toán cho sản
lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
5. Trường hợp nhà máy thuỷ điện được huy động
do điều kiện ràng buộc phải phát và có giá chào cao hơn giá trần thị trường hoặc
được huy động công suất với dải chào giá cao hơn giá trần thị trường
thì nhà máy được thanh toán cho phần sản lượng phát tương ứng trong chu kỳ đó bằng
giá trần thị trường.
6. Khoản thanh toán cho sản lượng điện
năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ của nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch.
a)
Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
-
Trường hợp sản lượng điện năng phát tăng thêm so với lệnh điều độ:
Trong đó:
: Khoản thanh toán
cho sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao
dịch i (đồng);
g: Tổ máy phát tăng thêm so với lệnh
điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy phát tăng thêm so với
lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: Điện năng phát tăng
thêm so với lệnh điều độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i, (kWh);
: Giá chào thấp nhất
của tất cả các tổ máy trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
-
Trường
hợp sản lượng điện năng phát giảm so với lệnh điều độ:
Trong
đó:
: Khoản thanh
toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ
giao dịch i (đồng);
g: Tổ máy phát giảm so với lệnh điều độ
của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy phát giảm so với lệnh
điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: Điện năng phát giảm so với lệnh điều độ của
tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
SMPi : Giá điện
năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
Pbpi,max: Giá chào của của tổ
máy đắt nhất được thanh toán trong chu kỳ giao dịch i.
b)
Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh toán
cho sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ thanh
toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ
thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai khác so với lệnh điều độ;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của của chu
kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai khác so với lệnh điều độ;
: Khoản thanh toán
cho sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều
độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán công suất thị trường cho nhà máy
điện trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:
1. Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công
thức sau:
Trong đó:
: Khoản
thanh toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: Tổ máy của nhà máy điện được thanh toán
theo giá công suất;
G: Tổng số các tổ máy của nhà máy điện được thanh
toán theo giá công suất;
: Giá công suất thị
trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kW);
: Lượng công suất
thanh toán của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về điểm đo đếm (kW).
2. Tính toán cho chu kỳ thanh toán
theo công thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh
toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh
toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong chu kỳ
thanh toán;
: Khoản
thanh toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Căn cứ vào giá điện năng thị trường và giá
công suất thị trường do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công
bố, Đơn vị phát điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán theo hợp đồng
mua bán điện dạng sai khác trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:
1. Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo
công thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh
toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
: Sản lượng điện năng
thanh toán theo giá hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Pc: Giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác (đồng/kWh).
Đối với các nhà máy thủy điện, giá hợp đồng này chưa bao gồm thuế tài nguyên
nước và phí môi trường rừng;
SMPi: Giá điện năng thị trường
trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
CANi: Giá công suất thị trường
trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
2. Tính toán cho chu kỳ thanh toán
theo công thức sau:
Trong đó:
Rc: Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ
thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh
toán;
: Khoản thanh
toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
1. Trường hợp thời gian can thiệp thị
trường nhỏ hơn 24 giờ, Đơn vị phát điện được nhận các khoản thanh toán điện
năng, thanh toán công suất thị trường, thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng
sai khác và các dạng thanh toán khác như khi vận hành thị trường điện.
2. Trường hợp thời gian can
thiệp thị trường lớn hơn hoặc bằng 24 giờ, Đơn vị phát điện được thanh toán theo
giá hợp đồng cho toàn bộ sản lượng điện năng đo đếm.
Điều 53. Tính toán thanh toán khi dừng thị
trường điện
Trong thời gian dừng thị trường điện, Đơn vị
phát điện được thanh toán theo giá hợp đồng cho toàn bộ sản lượng điện năng đo
đếm.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán chi phí
cơ hội cho Đơn vị phát điện cung cấp dịch vụ dự phòng quay trong chu kỳ thanh
toán theo trình tự sau:
a)
Tính
toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh
toán chi phí cơ hội cho Đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: Tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng quay của
Đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng
quay của Đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i;
: Công suất lập lịch cung cấp dịch vụ dự
phòng quay của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i theo lịch huy động ngày tới
(kWh);
: Chi phí cơ hội
trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy g (đồng/kWh). Chi phí cơ hội được tính toán
như sau:
Trong đó:
: Giá điện năng thị
trường trong chu kỳ giao dịch i của ngày D (đồng/kWh);
: Giá chào lớn nhất
trong số các mức giá chào tương ứng với các dải công suất cung cấp dịch vụ dự
phòng quay (đồng/kWh).
b)
Tính toán cho
chu kỳ thanh toán
theo công thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh
toán chi phí cơ hội trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh
toán mà Đơn vị phát điện cung cấp dự phòng quay;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong chu kỳ
thanh toán mà Đơn vị phát điện cung cấp dự phòng quay;
: Khoản thanh toán
chi phí cơ hội trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
2. Chi phí cơ hội chỉ được thanh toán
cho các tổ máy nhiệt điện cung cấp dự phòng quay.
Đơn vị cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động
nhanh, dịch vụ dự phòng nguội, dịch vụ vận hành phải phát do ràng buộc an ninh
hệ thống điện được thanh toán theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ đã được ký
kết với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo mẫu do Bộ Công
Thương ban hành.
Thanh toán cho nhà máy thủy điện chiến lược
đa mục tiêu được thực hiện theo hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn
duy nhất.
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán thanh toán doanh thu cho các nhà máy có hồ
chứa điều tiết dưới 02 ngày theo công thức sau:
1.
Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Rgi = Pc ×
(Qhci × α) + (CANi + SMPi) × (Qhci ×(1
- α)) + Rdui
Trong đó:
Rgi: Khoản thanh toán
cho nhà máy có
hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Pc: Giá hợp đồng mua bán điện
(đồng/kWh);
Qhci : Sản lượng điện hiệu
chỉnh trong chu kỳ giao dịch i (kWh) được xác định như sau:
- Trường hợp Qdui > 0, Qhci
= Qmi - Qdui;
- Trường hợp Qdui ≤ 0, Qhci
= Qmi.
Qmi: Sản lượng điện năng
tại điểm giao nhận trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qdui: Sản lượng điện năng
phát sai khác so với mệnh lệnh điều độ (kWh) trong chu kỳ giao dịch i theo quy
định tại Khoản 2 Điều 47 Quy trình này.
Rdui: Thanh toán cho sản
lượng điện phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu
kỳ giao dịch i theo quy định tại Khoản 6 Điều 49 Quy trình này (đồng);
SMPi: Giá điện năng thị
trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
CANi: Giá công suất thị
trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
α: Tỷ lệ sản lượng
điện năng thanh toán theo giá hợp đồng cho các nhà máy thủy điện do Cục Điều
tiết điện lực công bố.
2.
Thanh toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh
toán cho nhà máy có
hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ
thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ
thanh toán;
Rgi : Khoản thanh
toán cho nhà máy có
hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
1. Đơn vị phát điện có tổ máy phát hoặc nhận công suất
phản kháng
trong chế độ chạy bù đồng bộ được thanh toán cho lượng điện năng hữu
công nhận từ
lưới điện theo
quy định tại hợp đồng mua bán điện.
2. Tổ máy nhiệt điện bị buộc phải ngừng
trong
trường hợp thừa công suất được thanh toán chi phí khởi động theo mức
chi phí thỏa thuận giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện. Đơn vị phát
điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện xác
nhận các
tổ máy trong trường hợp này cho Đơn vị mua buôn duy nhất để làm căn cứ
thanh toán chi phí khởi động.
3. Trường hợp sản lượng đo đếm điện
năng tháng do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp có sai khác so với tổng điện
năng đo đếm các ngày trong tháng, phần điện năng chênh lệch được thanh toán
theo giá hợp đồng mua bán điện đã ký giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị
phát điện.
4. Trường hợp các tổ máy nhiệt điện tuabin khí có chung đuôi hơi có thời điểm
vận hành chu trình đơn, vận hành với nhiên liệu hỗn hợp hoặc không phải nhiên
liệu chính
theo yêu cầu
của Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện thì việc
thanh toán cho các chu kỳ giao dịch đó được thực hiện theo giá điện trong hợp đồng
mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất tương ứng với cấu hình tổ máy
khi vận hành chu trình đơn, vận hành với nhiên liệu hỗn hợp hoặc không phải
nhiên liệu chính.
5. Trường hợp nhà máy điện có tổ máy
phát điện tách khỏi hệ thống điện quốc gia và đấu nối vào lưới điện mua từ nước
ngoài, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong ngày giao dịch được
thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện.
6. Trường hợp tổ máy bị ràng buộc phải
phát giảm công suất mà nguyên nhân không do lỗi của
nhà máy dẫn đến không đảm bảo sản lượng hợp đồng giờ, thì sản lượng hợp đồng giờ
áp dụng cho thanh toán trong thị trường điện của nhà máy được điều chỉnh bằng sản
lượng phát thực tế của nhà máy trong chu kỳ giao dịch đó. Trường hợp tổ máy phải
khởi động lại thì được thanh toán chi phí khởi động theo mức chi phí thỏa thuận
giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.
7. Trường hợp nhà máy có tổ máy phát
điện thí nghiệm
a)
Trường hợp tổ máy thí nghiệm có ràng buộc kỹ thuật, gây ảnh hưởng đến công suất
phát của các tổ máy khác của nhà máy trong quá trình thí nghiệm thì tách toàn bộ
nhà máy đó ra khỏi thị trường điện trong các chu kỳ chạy thí nghiệm. Toàn bộ sản
lượng phát của nhà máy lên lưới trong các chu kỳ có thí nghiệm được thanh toán
theo quy định tại hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất
tương ứng với cấu hình tổ máy và loại nhiên liệu sử dụng;
b)
Trường hợp tổ máy thí nghiệm không có ràng buộc kỹ thuật gây ảnh hưởng đến công
suất phát của các tổ máy khác của nhà máy trong quá trình thí nghiệm thì tách
riêng tổ máy thí nghiệm đó ra khỏi thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát của
tổ máy thí nghiệm lên lưới trong các chu kỳ có thí nghiệm được thanh toán theo
quy định tại hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất tương ứng
với cấu hình tổ máy và loại nhiên liệu sử dụng. Các tổ máy khác vẫn tham gia thị
trường điện và thanh
toán theo quy định.
8. Trường hợp nhà máy điện tua bin khí
phải dừng máy và khởi động lại theo yêu cầu của hệ thống điện trong thời gian tổ
máy khả dụng chu trình đơn, vận hành với nhiên liệu hỗn
hợp hoặc không phải nhiên liệu chính thì nhà máy được thanh toán chi phí khởi động
này theo thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn duy nhất.
9. 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 khỏi thị trường điện trong khoảng
thời gian phát công suất theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện. Toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong khoảng thời gian
này được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị
mua buôn duy nhất.
10. Trường hợp Đơn vị phát điện có nhà máy
điện đã vận hành thương mại nhưng không đăng ký tham gia thị trường điện cho
nhà máy điện đó,
sau
thời hạn 60
ngày
kể từ khi nhà máy điện được cấp giấy phép hoạt động điện lực để vận hành thương
mại,
Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tiếp tục lập lịch và
công bố biểu đồ huy động công suất cho nhà máy điện này và nhà máy
được tạm
thanh
toán
toàn bộ sản lượng thực tế đã phát trong chu kỳ thanh toán với giá bằng
90% giá hợp đồng mua bán điện đã ký kết giữa hai bên. Số tiền điện chênh lệch
(10% còn lại) được quyết toán trong chu kỳ thanh toán của tháng đầu tiên khi
nhà máy trực tiếp tham gia chào giá trên thị trường điện.
11. Trong thời gian nhà máy điện bị đình chỉ
quyền tham gia thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm lập lịch và công bố biểu đồ huy động công suất cho nhà máy
điện bị đình chỉ quyền tham gia thị trường điện. Nhà máy được tạm thanh toán
toàn bộ sản lượng thực tế đã phát trong chu kỳ thanh toán với giá bằng 90% giá
hợp đồng mua bán điện đã ký kết giữa hai bên. Số tiền điện chênh lệch (10% còn
lại) được quyết toán trong chu kỳ thanh toán của tháng đầu tiên khi nhà máy được
khôi phục lại quyền tham gia thị trường điện.
12. Đối với các nhà máy thủy điện bị can thiệp
vào lịch huy động do vi phạm mức nước giới hạn tuần, nhà máy điện được thanh
toán
theo
giá hợp đồng mua bán điện.
Trong trường hợp
mức nước hồ chứa bị vi phạm hoàn toàn do việc huy động trên cơ sở bản chào giá
của nhà máy, không phải do huy động để đảm bảo yêu cầu về an ninh hệ thống điện
thì trong
thời gian bị can thiệp các nhà máy này chỉ được thanh
toán
với giá bằng 90%
giá hợp đồng mua bán điện nhưng không quá 02 tuần kể từ khi bị can thiệp.
13. Trường hợp nhà máy điện có tổ máy
phát điện tách lưới
phát độc lập,
toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong các chu kỳ giao dịch có liên quan được
thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện.
1. Đơn vị phát điện có trách nhiệm lập hồ
sơ thanh toán dịch vụ phụ trợ theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ
giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Trong trường hợp hóa đơn có sai
sót, Đơn vị phát điện hoặc Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
quyền đề nghị hiệu chỉnh hóa đơn trong thời hạn một (01) tháng kể từ ngày phát
hành. Các bên liên quan có trách nhiệm phối hợp xác định và thống nhất các khoản
thanh toán hiệu chỉnh.
3. Đơn vị phát điện có trách nhiệm bổ sung
khoản thanh toán hiệu chỉnh vào hóa đơn của chu kỳ thanh toán tiếp theo.
4. Đơn vị phát điện và Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thống nhất phương thức thanh
toán trong thị trường điện phù hợp với quy định tại Thông tư 03/2013/TT-BCT
và các quy định có liên quan.
Trường hợp có thanh toán thừa hoặc thiếu so
với hóa đơn, các đơn vị liên quan xử lý các sai sót này theo quy định trong hợp
đồng mua bán điện hoặc hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ./.
|
Nơi nhận:
-
Bộ trưởng (để b/c);
- Thứ trưởng Lê Dương Quang (để b/c);
- Như Điều 2;
- Lưu: VP, PC , TTĐL.
|
CỤC TRƯỞNG
Đặng Huy Cường
|
PHỤ
LỤC 1
TRÌNH
TỰ KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
(Ban
hành kèm theo Quy trình Lập lịch huy động tổ máy, vận hành thời gian thực và
tính toán thanh toán trong thị trường điện)
BẢNG 1. LẬP LỊCH HUY
ĐỘNG NGÀY TỚI
BẢNG
2. LẬP LỊCH HUY ĐỘNG GIỜ TỚI
BẢNG
3. TÍNH TOÁN VÀ LẬP BẢNG KÊ THANH TOÁN
PHỤ
LỤC 2
THỜI
GIAN BIỂU LẬP LỊCH HUY ĐỘNG VÀ LẬP BẢNG KÊ THANH TOÁN
(Ban
hành kèm theo Quy trình Lập lịch huy động tổ máy, vận hành thời gian thực và
tính toán thanh toán trong thị trường điện)
|
Thời hạn
|
Hoạt động
|
Đơn vị thực hiện
|
Đơn vị phối hợp
|
Thời gian áp dụng
|
Chu kỳ
|
Nội dung, kết quả
|
|
Ngày
|
Giờ
|
|
Ngày 25 tháng M-1
|
|
Nộp bản chào mặc định của tổ máy nhiệt điện
áp dụng cho tháng M
|
NMĐ, SB
|
SMO
|
Tháng M
|
Hàng tháng
|
Bản chào mặc định tương ứng với các trạng
thái của tổ máy nhiệt điện áp dụng cho tháng M.
|
|
Thứ Bảy tuần T-1
|
15h00
|
Nộp bản chào mặc định của tổ máy thuỷ điện
áp dụng cho tuần T
|
NMĐ
|
SMO
|
Tuần T
|
Hàng tuần
|
Bản chào mặc định của tổ máy thuỷ điện cho
các nhà máy thủy điện có hồ chứa trên 01 tuần và nhóm thủy điện bậc thang.
|
|
Ngày D - 2
|
10h00
|
Cung cấp thông tin về sản lượng điện năng
xuất, nhập khẩu
|
SB
|
SMO
|
Ngày D
|
Hàng ngày
|
Sản lượng điện năng xuất nhập khẩu dự kiến
trong từng giờ của ngày D.
|
|
Ngày D-1
|
10h00
|
Công bố các thông tin phục vụ vận hành thị
trường điện ngày tới
|
SMO
|
NMĐ, SB, TNO
|
Ngày D
|
Hàng ngày
|
Công bố các thông tin sau:
- Dự báo phụ tải ngày D.
- Điện năng xuất nhập khẩu ngày D
- Sản lượng dự kiến của nhà máy thủy điện
chiến lược đa mục tiêu, nhà máy gián tiếp tham gia thị trường, nhà máy điện BOT, nhà
máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện
quốc gia và không xác định được kế hoạch bán điện dài hạn.
- Kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn
hạn cho ngày D.
- Kế hoạch dịch vụ phụ trợ.
|
|
11h30
|
Nộp bản chào giá
|
NMĐ, SB
|
SMO
|
Ngày D
|
Hàng ngày
|
Bản chào giá cho từng tổ máy của NMĐ cho
ngày D.
|
|
16h00
|
Công bố lịch huy động ngày D
|
SMO
|
NMĐ, SB, TNO
|
Ngày D
|
Hàng ngày
|
Công bố các thông tin trong lịch huy động
cho từng giờ của ngày D.
|
|
Ngày D-1 và D
|
Liên tục
|
Công bố các thay đổi về công suất khả dụng
của tổ máy và độ sẵn sàng của lưới truyền tải
|
NMĐ, TNO
|
SMO
|
Ngày D-1 và D
|
Liên tục
|
NMĐ cung cấp thông tin về các thay đổi công
suất khả dụng của các tổ máy.
TNO cung cấp thông tin về các thay đổi độ
sẵn sàng của lưới truyền tải.
|
|
Ngày D
|
15 phút trước giờ vận hành
|
Công bố lịch huy động giờ tới
|
SMO
|
NMĐ, SB, TNO
|
Giờ vận hành
|
Hàng giờ
|
Công bố các thông
tin trong lịch huy động cho giờ vận hành tới.
|
|
Ngày D+1
|
15h00
|
Cung cấp số liệu đo đếm điện năng trong
ngày D
|
MDMSP
|
SMO
|
Ngày D
|
Hàng ngày
|
Số liệu đo đếm điện năng của các nhà máy
điện trong từng giờ của ngày D.
|
|
Ngày D+2
|
9h00
|
Công bố giá thị trường và lượng công suất
thanh toán
|
SMO
|
NMĐ, SB
|
Ngày D
|
Hàng ngày
|
Bản chào giá các tổ máy, giá thị trường
điện năng, giá thị trường toán phần, lượng công suất thanh toán và các kết
quả tính toán khác cho từng giờ của ngày D.
|
|
Tổng hợp và cung cấp số liệu phục vụ tính
toán thanh toán cho ngày D
|
SMO
|
NMĐ, SB
|
Ngày D
|
Hàng ngày
|
Theo quy định tại Phụ lục 9 Quy trình này.
|
|
Ngày D+3
|
|
Cung cấp bảng kê thanh toán sơ bộ cho ngày
D
|
SMO
|
NMĐ, SB
|
Ngày D
|
Hàng ngày
|
Các khoản thanh toán trong từng chu kỳ giao
dịch của ngày D.
|
|
Ngày D+5
|
|
Thông báo các sai sót trong bảng kê thanh
toán sơ bộ của ngày D (nếu có)
|
NMĐ, SB
|
SMO
|
Ngày D
|
Hàng ngày
|
Thông báo các sai sót trong bảng kê thanh
toán sơ bộ của ngày D (nếu có).
|
|
Ngày D+6
|
|
Cung cấp bảng kê thanh toán hoàn chỉnh cho
ngày D
|
SMO
|
NMĐ, SB
|
Ngày D
|
Hàng ngày
|
Các khoản thanh toán trong từng chu kỳ giao
dịch của ngày D.
|
|
Ngày làm việc thứ 7 tháng M+1
|
|
Cung cấp số liệu đo đếm chính thức cho
tháng M
|
MDMSP
|
SMO
|
Tháng M
|
Hàng tháng
|
Theo quy định tại Thông tư số 27/TT-BCT
ngày 25 tháng 9 năm 2009.
|
|
Ngày làm việc thứ 10 tháng M+1
|
|
Cung cấp bảng kê thanh toán hoàn chỉnh cho
tháng M
|
SMO
|
NMĐ, SB
|
Tháng M
|
Hàng tháng
|
Các khoản thanh toán trong từng ngày giao
dịch trong tháng M.
|
PHỤ
LỤC 3
HÀM
MỤC TIÊU CỦA PHẦN MỀM LẬP LỊCH
(Ban
hành kèm theo Quy trình Lập lịch huy động tổ máy, vận hành thời gian thực và
tính toán thanh toán trong thị trường điện)
Trong đó:
- EnergyBandClearedMW(u,seg,t): tổng công suất đã được khớp
giá cho phần seg năng lượng chào bán của tổ máy u trong khoảng thời
gian điều độ thị trường t, đơn vị MW.
- EnergyBandPrice(u,seg,t): giá của phần seg năng
lượng chào bán của tổ máy u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t,
đơn vị KVNĐ/MWh.
- SpinBandClearedMW(u,seg,t): tổng công suất dự phòng
quay đã được khớp của phần seg công suất dự phòng quay chào bán của tổ
máy u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, đơn vị MW.
- SpinBandPrice(u,seg,t): giá của phần seg năng lượng
dự phòng quay chào bán của tổ máy u trong khoảng thời gian điều độ thị
trường t, đơn vị KVNĐ/MW trên giờ có khả năng.
- PenaltyTerms(t): tổng các vi phạm bị phạt trong khoảng
thời gian điều độ thị trường t.
- PeriodLength(t): độ dài của khoảng thời gian điều độ thị
trường t, đơn vị h. Trong trường hợp thị trường nửa giờ, giá trị này bằng
0.5.
Để giải quyết bài toán bất khả thi trong hoàn
cảnh nào đó, các biến vi phạm cho các ràng buộc (với giới hạn trên/dưới) được
thêm vào. Các điều kiện bổ sung của biến vi phạm được thêm vào phương trình 1.
Những biến vi phạm không âm là:
- FlowV(tl,t): sự vi phạm giới hạn trào lưu công suất
trên đường truyền tl trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, quan hệ với mức
phạt là PenFlowV.
- ZonalDef(z,t) and ZonalSur(z,t): công suất thiếu và thừa
trong vùng z trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, quan hệ với mức phạt
là PenZoneV.
- GcDef(gc,t) and GcSur(gc,t): các biến vi phạm ràng buộc
chung gc trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, quan hệ với mức phạt là
PenGcV.
- UpRampV(u,t) and DownRampV(u,t): vi phạm tốc độ tăng giảm
tải của tổ máy u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, quan hệ với mức
phạt là PenRampV.
- EcapV(u,t): vi phạm giới hạn kinh tế của tổ máy u trong
khoảng thời gian điều độ thị trường t, quan hệ với mức phạt là PenCapV.
- OpZoneV(u,t): vi phạm giới hạn vùng vận hành tổ máy u
trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, quan hệ với mức phạt là
PenOpZoneV. Biến vi phạm này chỉ được áp dụng cho quá trình tối ưu hóa thứ 2.
- SpinV(t): vị phạm dự phòng quay trong khoảng thời gian
điều độ thị trường t, quan hệ với mức phạt là PenSpinV.
Nhóm hình phạt này được định nghĩa trong
phương trình 2.
PHỤ LỤC 4
RÀNG
BUỘC CỦA PHẦN MỀM LẬP LỊCH
(Ban
hành kèm theo Quy trình Lập lịch huy động tổ máy, vận hành thời gian thực và
tính toán thanh toán trong thị trường điện)
1. Ràng buộc lưới điện
a)
Ràng buộc cân bằng công suất vùng
Các ràng buộc cân bằng công suất vùng được
thể hiện bằng tập hợp các đẳng thức tuyến tính như sau:
Trong đó:
- From(z): từ vùng cuối của đường truyền tl.
- To(z): đến vùng cuối của đường truyền tl.
- TieLineFlow(tl,t): trào lưu công suất trên đường truyền
tl trong khoảng thời gian điều độ thị trường t.
- PG(z,t): tổng MW phát ở vùng z trong khoảng thời
gian điều độ thị trường t.
- PD(z,t): tổng MW nhu cầu phụ tải ở vùng z trong
khoảng thời gian điều độ thị trường t.
PG(z,t) bao gồm các bản chào mua và tổn thất
truyền tải.
b)
Ràng buộc trào lưu truyền tải
Chú ý rằng, mỗi đường truyền được định nghĩa
một hướng xác định. Có nghĩa là đối với một đường dây liên kết giữa hai vùng
(A, B) phải định nghĩa hai đường truyền (A-B và B-A).
Trào lưu công suất bị ràng buộc bởi giới hạn
khả năng tải của đường truyền.
Trong đó:
- TieLineFlow(tl,t): trào lưu MW trên đường truyền tl,
trong khoảng thời gian điều độ thị trường t.
- TieLineFlowMax(tl,t): giới hạn khả năng tải của đường
truyền tl, trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, đơn vị
MW.
c)
Ràng buộc tổn thất truyền tải
Trong phương pháp tính toán tổn thất dựa trên
mô hình tuyến tính từng phần riêng biệt, tổn thất được xem như một phụ tải
tương đương ở vùng nhận cuối trên đường truyền.
Bằng sử dụng mô hình tuyến tính từng phần,
tổn thất có thể được thể hiện chi tiết hơn trong quan hệ của trào lưu trên từng
đoạn với các hệ số tổn thất tương ứng:
Trong đó:
- SegTieLineFlow(tl,tlseg,t): tổn thất của từng đoạn
tlseg trên đường truyền tl trong khoảng thời gian điều độ thị trường t.
- TieLossFactor(tl,tlseg,t): hệ số tổn thất của từng đoạn
tlseg trên đường truyền tl trong khoảng thời gian điều độ thị trường t.
Sau đó các tổn thất được mô phỏng như một phụ
tải tương đương ở vùng nhận cuối. Tổn thất tương đương ở vùng z được
biểu diễn ở phương trình 8.
2. Ràng buộc tổ máy
Phần này mô tả mô hình tổ máy, gồm giới hạn
công suất, giới hạn tăng giảm tải…
a)
Ràng buộc bản chào bán
Tổng năng lượng của các phần bản chào bán đã
được khớp giá cho các tổ máy có thể điều độ được định nghĩa trong phương trình
9.
Trong đó:
- Ugen(u,t): MW phát của tổ máy u trong khoảng thời gian
điều độ thị trường t.
Tổng công suất được khớp giá cho mỗi thành
phần bản chào bán là một biến tối ưu. Biến này bị ràng buộc như sau:
Trong đó:
- EnergyBandOfferedMW(u,seg,t): giới hạn từng phần bản
chào bán cho mỗi phần seg của tổ máy u trong khoảng thời gian điều độ thị trường
t, đơn vị MW.
b)
Ràng buộc tốc độ tăng giảm tải
Sự chênh lệch MW đầu ra của một tổ máy giữa
hai khoảng thời gian điều độ liền nhau được giới hạn bởi giá trị lớn nhất của
giới hạn tăng giảm tải của tổ máy. Ràng buộc giới hạn tăng giảm tải này được
thể hiện bằng phương trình 11 và 12.
Trong đó:
- UpRampRate(u,t): giới hạn tốc độ tăng giảm tải cho tổ
máy u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, đơn vị MW/h.
Chú ý: các giá trị MW ban đầu cho khoảng thời
gian điều độ thị trường đầu tiên đạt được từ kết của khoảng thời gian điều độ
thị trường cuối cùng của thị trường ngày trước.
c)
Ràng buộc về giới hạn công suất tổ máy
Khi đã được xếp lịch, MW đầu ra của tổ máy bị
ràng buộc bởi giới hạn lớn nhất và nhỏ nhất theo điều kiện kinh tế của tổ máy,
như định nghĩa ở phương trình 13 và 14.
Trong đó:
- EcoMin(u,t): giới hạn nhỏ nhất theo điều kiện kinh tế của
tổ máy u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t.
- EcoMax(u,t): giới hạn lớn nhất theo điều kiện kinh tế của
tổ máy u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t.
- SpinMax(u,t): giới hạn lớn nhất của dự phòng quay của tổ
máy u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t.
- USpin(u,t): điều độ dự phòng quay của tổ máy u trong
khoảng thời gian điều độ thị trường t.
d)
Ràng buộc về giới hạn vùng hoạt động của tổ máy
Áp dụng quá trình tối ưu hóa thứ hai để xử lý
các ràng buộc vùng cấm. Trong quá trình tối ưu hóa thứ nhất, kế hoạch thay đổi
MW tối thiểu để chuyển MW đầu ra của tổ máy ra khỏi vùng cấm.
Theo đó, đưa vào các ràng buộc bổ sung trong
quá trình này (chỉ cho quá trình thứ hai này) cho tất cả các tổ máy với vùng
cấm để giữ MW đầu ra của chúng trong vùng vận hành, điều này đạt được nhờ áp
dụng kế hoạch thay đổi MW nhỏ nhất.
Trong đó:
- OpZoneMin(u,t): giới hạn dưới của vùng vận hành tổ máy
u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t.
- OpZoneMax(u,t): giới hạn trên của vùng vận hành tổ máy
u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t.
3. Ràng buộc dự phòng quay
Các tổ máy đang vận hành nhưng không đầy tải
là có khả năng cung cấp dự phòng quay. Để tìm nhu cầu dự phòng quay, tổng sự
đóng góp của các tổ máy riêng biệt phải lớn hơn hoặc bằng nhu cầu xác định.
Điều này được mô tả ở phương trình 23.
Trong đó:
- SpinResReq(z,t): đòi hỏi dự trữ quay trong vùng z trong
khoảng thời gian điều độ thị trường t.
4. Ràng buộc chung
Các ràng buộc chung được sử dụng để định
nghĩa các ràng buộc an ninh hệ thống khác nhau. Một ràng buộc chung chỉ ra sự
kết hợp tuyến tính của: MW tổ máy, giao dịch vào/ra và trào lưu công suất phải
nhỏ hơn hoặc bằng, lớn hơn hoặc bằng hoặc bằng giá trị xác định (gọi là giá trị
RHS – giá trị bên tay phải). Ví dụ về nhỏ hơn hoặc bằng được mô tả ở công thức
sau:
Trong đó:
- TieLineFactor(gc,tl): hệ số của trào lưu trên đường
truyền tl cho ràng buộc chung gc.
- UnitFactor(gc,u): hệ số công suất của tổ máy u cho ràng
buộc chung gc.
- RHSLimit(gc,t): giới hạn RHS của ràng buộc chung gc
trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, đơn vị MW.
PHỤ LỤC 5
TRƯỜNG
SỐ LIỆU CỦA PHẦN MỀM LẬP LỊCH HUY ĐỘNG TỔ MÁY
(Ban
hành kèm theo Quy trình Lập lịch huy động tổ máy, vận hành thời gian thực và
tính toán thanh toán trong thị trường điện)
1. Trường số liệu về phụ tải:
|
Dữ liệu
|
Nội dung
|
|
Tên miền
|
Tên miền. Trong VCGM, đặt “North” cho miền
Bắc, “Central” cho miền Trung và “South” cho miền Nam.
|
|
Chỉ số của dữ liệu
|
Chỉ số (dạng số) của phụ tải để nhận diện
tên miền. Trong VCGM, đặt giá trị “1” cho miền Bắc (North), “2” cho miền
Trung và “3” là miền Nam.
|
|
Khoảng thời gian
|
Khoảng thời gian tính bằng giờ trong chu kỳ
tính toán. Giá trị này cung cấp giờ cuối cùng của chu kỳ. Dạng : YYYYMMDD
HH24MI ví dụ: 20041115 0100
|
|
Phụ tải
|
Phụ tải cố định tính bằng MW của miền trong
chu kỳ.
|
|
Dự phòng quay
|
Yêu cầu dự phòng quay của miền trong chu
kỳ.
|
|
Dự phòng quay trong
trường hợp đặc biệt
|
Yêu cầu dự phòng nóng bởi miền trong chu
kỳ.
|
|
Dự phòng quay
|
Cờ 0/1. Chỉ ra rằng nếu dữ liệu cần cho
chương trình.
|
2. Trường số liệu chung về nhà máy
|
Dữ liệu
|
Nội dung
|
|
Tên công ty
|
Tên/nhận diện của công ty sở hữu tổ máy. Ví
dụ: công ty1
|
|
Tên nhà máy
|
Tên/nhận diện của nhà máy có tổ máy. Ví dụ:
nhà máy 1.
|
|
Tên tổ máy
|
Tên/nhận diện của tổ máy ví dụ: G1
|
|
Tên loại hình công
nghệ
|
Tên/nhận diện của kiểu tổ máy ví dụ: hơi
nước.
|
|
Tên nút mà các nhà
máy kết nối vào
|
Kiểu giá nút: giá trị này được gán nút
pNode mà tổ máy nối vào.
Kiểu giá miền: Giá trị này được gán tên
miền mà tổ máy nối vào. Trong VCGM, đặt tên theo từng miền.
|
|
Tên quốc gia
|
Tên của vùng. Trong VCGM, nên đặt là
“VietNam”.
|
|
Tổ máy là thủy điện
|
Cờ: 0/1. Tổ máy là tổ máy thủy điện.
|
|
Tổ máy chỉ chạy
theo giá
|
Cờ: 0/1. Điều này chỉ ra tổ máy có giá cơ
sở. Trong VCGM, đặt cờ này bằng 1.
|
|
Tổ máy
|
Cờ 0/1. Điều này chỉ ra giá là giá phủ
đỉnh. Chức năng này không bao hàm trong thị trường giao ngay VCGM. Trong
VCGM, đặt cờ này bằng 0
|
|
Số giờ ngừng máy
tương đương
|
Giá trị này chỉ ra số giờ tổ máy vận hành
(>0) hoặc số giờ ngừng máy (<0). Thông tin này được cung cấp trong file
.INITMW.
|
3. Trường số liệu về đặc tính kỹ thuật tổ máy
|
Dữ liệu
|
Nội dung
|
|
Tên Công ty
|
Tên/nhận diện của công ty sở hữu tổ máy. Ví
dụ: công ty1
|
|
Tên nhà máy
|
Tên/nhận diện của nhà máy có tổ máy. Ví dụ:
nhà máy 1.
|
|
Tên tổ máy
|
Tên/nhận diện của tổ máy ví dụ: G1
|
|
Loại tổ máy
|
Tên/nhận diện của kiểu tổ máy ví dụ: hơi
nước.
|
|
Thời gian khởi động
không tải
|
Cờ: 0/1. Cờ này chỉ ra nếu chi phí cố định
được áp dụng khi xây dựng đặc tính chi phí khởi động của tổ máy. Nếu cờ này
bằng 1, chi phí không tải được áp dụng khi tổ máy vận hành, ở bất kỳ mức công
suất nào.
|
|
Thời gian khởi động
lạnh
|
Đây là thời gian “nóng đến lạnh”, tính bằng
giờ, sử dụng để xác định chi phí khởi động khi khởi động tổ máy nhiệt điện,
theo số giờ mà tổ máy dừng.
|
|
Thời gian khởi động
ấm
|
Đây là thời gian “nóng đến ấm”, tính bằng
giờ, sử dụng để xác định chi phí khởi động khi khởi động tổ máy nhiệt điện,
theo số giờ mà tổ máy dừng.
|
|
Chi phí không tải
|
Sử dụng để xây dựng đặc tính chi phí nhiên
liệu. Chi phí này là chi phí cố định, tính bằng KVND, áp dụng khi tổ máy vận
hành, ở bất kỳ mức công suất nào.
|
|
Chi phí khởi động
lạnh
|
Đây là chi phí khởi động lạnh, tính bằng
KVND, áp dụng cho tổ máy khởi động khi số giờ tổ máy dừng lớn hơn hoặc bằng
thời gian “nóng đến lạnh”.
|
|
Chi phí khởi động
ấm
|
Đây là chi phí khởi động ấm, tính bằng
KVND, áp dụng cho tổ máy khởi động khi số giờ tổ máy dừng lớn hơn hoặc bằng
thời gian “nóng đến ấm” nhưng bé hơn thời gian từ “nóng đến lạnh”.
|
|
Chi phí khởi động
nóng
|
Đây là chi phí khởi động nóng, tính bằng
KVND, áp dụng cho tổ máy khởi động khi số giờ tổ máy dừng lớn hơn hoặc bằng
thời gian “nóng đến ấm”.
|
|
Thời gian ngừng máy
tối thiểu
|
Đây là ràng buộc tổ máy sử dụng trong
chương trình. Đây là thời gian xuống máy tối thiểu, tính bằng giờ phải đạt
được với mỗi tổ máy, khi dừng tổ máy.
|
|
Thời gian được huy
động tối thiểu
|
Đây là ràng buộc tổ máy sử dụng trong
chương trình. Đây là thời gian lên máy tối thiểu, tính bằng giờ phải đạt được
với mỗi tổ máy, khi khởi động tổ máy.
|
|
Số lần khởi động
nhiều nhất trong ngày
|
Đây là ràng buộc tổ máy sử dụng trong chương
trình. Đây là số lần khởi động tối đa trong một ngày cho mỗi tổ máy. Trong
VCGM, đặt giá trị này là 48 khi đó ràng buộc này không có tác dụng.
|
|
Số lần khởi động
nhiều nhất trong chu kỳ tính toán
|
Đây là ràng buộc tổ máy sử dụng trong
chương trình. Đây là số lần khởi động tối đa trong một case cho mỗi tổ máy.
Trong VCGM, đặt giá trị này là 999 khi đó ràng buộc này không có tác dụng.
|
|
Giới hạn sản lượng
trong ngày của nhà máy nhiệt điện
|
Đây là sản lượng tối đa, tính bằng MWh, mà
tổ máy có thể phát được trong cả ngày. Trong VCGM, đặt giá trị này là 0 khi
đó ràng buộc này không có tác dụng.
|
|
Giới hạn sản lượng
trong chu kỳ tính toán của nhà máy nhiệt điện
|
Đây là sản lượng tối đa, tính bằng MWh, mà
tổ máy có thể phát được trong cả chu kỳ tính toán. Trong VCGM, đặt giá trị
này là 0 khi đó ràng buộc này không có tác dụng.
|
|
Tổ máy huy động dựa
trên giá
|
Cờ: 0/1. Điều này nghĩa là kế hoạch huy
động dựa trên giá. Trong VCGM, đặt bằng 1
|
|
Đặc tính chi phí tổ
máy dưới dạng bậc thang
|
Cờ 0/1: 1 nếu đặc tính chi phí của tổ máy
dạng bậc thang (không phải là đặc tính trơn). Trong trường hợp này chương
trình sẽ chuyển đặc tính từ không trơn thành trơn. Trong một thị trường điện
chuẩn chức năng này không được sử dụng. Trong VCGM, đặt giá trị này bằng 0.
|
|
Giới hạn tốc độ
tăng/giảm tải
|
Tốc độ tăng tải lớn nhất của tổ máy, tính
bằng [MW/giờ] sử dụng trong quá trình điều độ.
|
|
Giới hạn tốc độ
tăng tải
|
Tốc độ khởi động lớn nhất của tổ máy, tính
bằng [MW/giờ]
|
|
Giới hạn tốc độ
giảm tải
|
Tốc độ dừng máy lớn nhất của tổ máy, tính
bằng [MW/giờ]
|
4. Cập nhật trạng thái tổ máy
|
Dữ liệu
|
Nội dung
|
|
Tên công ty
|
Tên/nhận diện của công ty sở hữu tổ máy. Ví
dụ: công ty1
|
|
Tên nhà máy
|
Tên/nhận diện của nhà máy có tổ máy. Ví dụ:
nhà máy 1.
|
|
Tên tổ máy
|
Tên/nhận diện của tổ máy ví dụ: G1
|
|
Loại hình tổ máy
|
Tên/nhận diện của kiểu tổ máy ví dụ: hơi
nước.
|
|
Chu kỳ tính toán
|
Khoảng thời gian tính bằng giờ trong chu kỳ
tính toán. Gía trị này cung cấp giờ cuối cùng của chu kỳ. Dạng : YYYYMMDD
HH24MI ví dụ: 20041115 0100
|
|
Công suất lớn nhất
|
Điều độ dự phòng nóng lớn nhất tính bằng
MW. Kiểu dự phòng nóng là không bao hàm trong thị trường điện VCGM. Trong
VCGM, đặt giá trị này bằng SPINMAX
|
|
Công suất dự phòng
lớn nhất
|
Điều độ vận hành lớn nhất (khả năng tải
liên tục) tính bằng MW.
|
|
Công suất kinh tế
lớn nhất
|
Mức tải điều độ theo kinh tế lớn nhất, tính
bằng MW
|
|
Công suất kinh tế
nhỏ nhất
|
Mức tải điều độ theo kinh tế tối thiểu,
tính bằng MW .Với tổ máy thủy điện, giá trị này đặt bằng 0.
|
|
Trạng thái tổ máy
huy động “phải phát”
|
Cờ: 0/1: nếu tổ máy phải chạy trong chi kỳ
này.
|
|
Trạng thái tổ máy
huy động kinh tế
|
Cờ: 0/1: nếu tổ máy có thể huy động hoặc
không (tùy vào các điều kiện thị trường)
|
|
Trạng thái tổ máy
dự phòng nóng
|
Cờ: 0/1: nếu tổ máy tính vào dự phòng nóng
hoặc không. Kiểu dự phòng nóng không bao hàm trong thị trường điện VCGM.
Trong VCGM, đặt giá trị này bằng 0
|
5. Dữ liệu về bản chào giá tổ máy
|
Dữ liệu
|
Nội dung
|
|
Chuỗi dữ liệu
|
Giá trị này xác định cho mỗi tổ máy khác
nhau (MW, khoảng)
|
|
Tên công ty
|
Tên/nhận diện của công ty sở hữu tổ máy. Ví
dụ: công ty1
|
|
Tên nhà máy
|
Tên/nhận diện của nhà máy có tổ máy. Ví dụ:
nhà máy 1.
|
|
Tên tổ máy
|
Tên/nhận diện của tổ máy ví dụ: G1
|
|
Loại hình tổ máy
|
Tên/nhận diện của kiểu tổ máy ví dụ: hơi
nước.
|
|
Ngày áp dụng
|
Chỉ số ngày của bản chào
Dạng :YYYY-MM-DD
Ví dụ 2004-11-05
|
|
Dải công suất
|
Dải MW tương ứng với đoạn SEGMENT_ID
|
|
Dải giá chào bán
công suất
|
Giá ứng với BAND_ MW
|
|
Dải giá
chào dành riêng cho vùng công suất đỉnh
|
Cờ 0/1. Chỉ ra bản chào là chào
đỉnh. Đặc điểm này không bao hàm trong thị trường điện VCGM.
Trong VCGM đặt 0
|
|
Giá chào biến đổi
nhảy cấp
|
Cờ 0/1. Để sử dụng các dải chào theo từng
cấp (không phải là đường trơn). Trong VCGM đặt bằng 1.
|
PHỤ LỤC 6
MẪU
BẢN CHÀO
(Ban
hành kèm theo Quy trình lập lịch huy động tổ máy, vận hành thời gian thực và
tính toán thanh toán trong thị trường điện )
|
Giờ
|
Ngày
|
Tháng
|
Năm
|
(Tên NMĐ)
|
(Tên tổ máy điện)
|
(Nhiên liệu)
|
Ngày
|
Tháng
|
Năm
|
(Tên NMĐ)
|
(Tên tổ máy điện)
|
(Nhiên liệu)
|
|
|
|
|
Giá chào (VNĐ/kwh)
|
|
|
|
Giá chào (VNĐ/kwh)
|
|
Khoảng công suất
chào, MW
|
Mức giá 1
|
Mức giá 2
|
Mức giá 3
|
Mức giá 4
|
Mức giá 5
|
Khoảng công suất
chào, MW
|
Mức giá 1
|
Mức giá 2
|
Mức giá 3
|
Mức giá 4
|
Mức giá 5
|
|
Pmin
|
Công suất công bố
|
Ngưỡng công suất
tương ứng
|
Pmin
|
Công suất công bố
|
Ngưỡng công suất
tương ứng
|
|
1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
..
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
..
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
..
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
..
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
..
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
22
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
23
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
24
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Tốc độ tăng công suất tối đa:
|
Tốc độ tăng công suất tối đa:
|
|
Tốc độ giảm công suất tối đa:
|
Tốc độ giảm công suất tối đa:
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Thời gian ngừng (Nóng/Ấm/Lạnh):
Thời gian khởi động (Nóng/Ấm/Lạnh):
Tình hình cung cấp nhiên liệu:
PHỤ LỤC 7
MẪU
BẢNG KÊ THANH TOÁN NGÀY
(Ban hành kèm theo Quy trình lập lịch huy động tổ máy, vận hành thời gian
thực và tính toán thanh toán trong thị trường điện )
1. Tên Công ty phát điện: ___________
2. Tên nhà máy điện:_______________
3. Ngày giao dịch _________________
BẢNG 1. BẢNG TỔNG HỢP CÁC KHOẢN THANH
TOÁN HÀNG NGÀY
|
|
Khoản thanh toán
|
Thành tiền VND
|
|
I
|
Thanh toán điện năng thị trường (= 1 +
2 + 3 + 4)
|
|
|
1
|
Khoản thanh toán tính theo giá
điện năng thị trường
|
|
|
2
|
Khoản thanh toán tính theo giá
chào
|
|
|
3
|
Khoản thanh toán cho
phần sản lượng phát tăng thêm
|
|
|
4
|
Khoản thanh toán do phát sai lệnh điều độ
|
|
|
II
|
Thanh toán công suất thị trường
|
|
|
III
|
Thanh toán dịch vụ dự phòng quay
|
|
|
IV
|
Thanh toán khác
|
|
|
|
Tổng cộng ( = I + II + III + IV)
|
|
BẢNG 2. BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN TÍNH
THEO GIÁ ĐIỆN NĂNG THỊ TRƯỜNG
|
Chu kỳ giao
dịch (giờ)
|
Sản lượng (MWh)
|
Giá điện năng thị
trường (VNĐ/kWh)
|
Thành tiền (VNĐ)
|
|
1
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
….
|
|
|
|
|
24
|
|
|
|
|
Tổng cộng
|
|
|
|
BẢNG 3. BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN TÍNH THEO
GIÁ CHÀO
|
Chu kỳ giao dịch
|
(Tên nhà máy điện)
|
|
(Tên tổ máy)
|
(Tên tổ máy)
|
(Tên tổ máy)
|
|
Dải công suất chào,
MWh
|
Giá chào, VNĐ/kWh
|
Thành tiền, VNĐ
|
Dải công suất chào,
MWh
|
Giá chào, VNĐ/kWh
|
Thành tiền, VNĐ
|
Dải công suất chào,
MWh
|
Giá chào, VNĐ/kWh
|
Thành tiền, VNĐ
|
|
1
|
DQ1
|
P1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
DQ2
|
P2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
….
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
24
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Tổng cộng
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
BẢNG 4. BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN CHO PHẦN SẢN
LƯỢNG PHÁT TĂNG THÊM
|
Chu kỳ giao dịch
|
Tên nhà máy điện
|
|
Tên tổ máy
|
Tên tổ máy
|
Tên tổ máy
|
|
Sản lượng, MWh
|
Giá thanh toán, VNĐ/kWh
|
Thành tiền, VNĐ
|
Sản lượng, MWh
|
Giá thanh toán, VNĐ/kWh
|
Thành tiền, VNĐ
|
Sản lượng, MWh
|
Giá thanh toán, VNĐ/kWh
|
Thành tiền, VNĐ
|
|
1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
….
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
24
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Tổng cộng
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
BẢNG 5. BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN CÔNG SUẤT
THỊ TRƯỜNG
|
Chu kỳ giao dịch (giờ)
|
Lượng công suất
thanh toán (MW)
|
Giá công suất thị
trường (VNĐ/kW)
|
Thành tiền VNĐ
|
|
1
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
…
|
|
|
|
|
….
|
|
|
|
|
24
|
|
|
|
|
Tổng cộng
|
|
|
|
BẢNG 6. BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN DO PHÁT SAI
LỆNH ĐIỀU ĐỘ
|
Chu kỳ giao dịch (giờ)
|
Sản lượng, MWh
|
Giá thanh toán, VNĐ/kWh
|
Thành tiền, VNĐ
|
|
1
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
…
|
|
|
|
|
….
|
|
|
|
|
24
|
|
|
|
|
Tổng cộng
|
|
|
|
BẢNG 7. BẢNG KÊ
KHOẢN THANH TOÁN DỊCH VỤ DỰ PHÒNG QUAY
|
Chu kỳ giao
dịch (giờ)
|
(Tên nhà máy điện)
|
|
(Tên tổ máy cung
cấp dịch vụ dự phòng quay)
|
(Tên tổ máy…….)
|
|
Công suất dự phòng
quay, MW
|
Chi phí cơ hội
|
Thành tiền, VNĐ
|
Công suất dự phòng
quay, MW
|
Chi phí cơ hội
|
Thành tiền, VNĐ
|
|
SMP VNĐ/kWh
|
Pb VNĐ/kWh
|
Oc VNĐ/KWh
|
SMP VNĐ/kWh
|
Pb VNĐ/kWh
|
Oc VNĐ/KWh
|
|
1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
….
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
24
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Tổng
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
PHỤ LỤC 8
MẪU
BẢNG KÊ THANH TOÁN THÁNG
(Ban hành kèm theo Quy trình lập lịch huy động tổ máy, vận hành thời gian
thực và tính toán thanh toán trong thị trường điện)
1. Tên Công ty phát điện:
2. Tên nhà máy điện:
3. Chu kỳ thanh toán:
BẢNG 1. BẢNG TỔNG HỢP CÁC KHOẢN THANH
TOÁN THÁNG___
|
|
Khoản thanh toán
|
Thành tiền VND
|
|
I
|
Thanh toán điện năng thị trường (= 1 +
2 + 3 + 4)
|
|
|
1
|
Khoản thanh toán tính theo giá
điện năng thị trường
|
|
|
2
|
khoản thanh toán tính theo giá
chào
|
|
|
3
|
Khoản thanh toán cho
phần sản lượng phát tăng thêm
|
|
|
4
|
Khoản thanh toán do phát sai lệnh điều độ
|
|
|
II
|
Thanh toán công suất thị trường
|
|
|
III
|
Thanh toán dịch vụ dự phòng quay
|
|
|
IV
|
Thanh toán khác
|
|
|
|
Tổng cộng ( = I + II + III + IV)
|
|
BẢNG 2. BẢNG KÊ THANH TOÁN ĐIỆN NĂNG THỊ
TRƯỜNG TRONG THÁNG __
|
Ngày giao dịch
|
Thanh toán điện
năng thị trường, VNĐ
|
Tổng
|
|
Thanh toán tính
theo giá SMP
|
Thanh toán tính
theo giá chào
|
Thanh toán cho phần
sản lượng phát tăng thêm
|
|
1
|
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
|
…
|
|
|
|
|
|
….
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
30
|
|
|
|
|
|
31
|
|
|
|
|
BẢNG 3. BẢNG KÊ THANH TOÁN CÔNG SUẤT THỊ
TRƯỜNG TRONG THÁNG __
|
Ngày giao dịch
|
Thanh toán công
suất thị trường, VNĐ
|
|
1
|
|
|
2
|
|
|
…
|
|
|
…
|
|
|
….
|
|
|
|
|
|
30
|
|
|
31
|
|
|
Tổng cộng
|
|
BẢNG 4. BẢNG KÊ THANH TOÁN DO PHÁT SAI LỆNH
ĐIỀU ĐỘ TRONG THÁNG __
|
Ngày giao dịch
|
Thanh toán do phát
sai lệnh điều độ, VNĐ
|
|
1
|
|
|
2
|
|
|
…
|
|
|
…
|
|
|
….
|
|
|
|
|
|
30
|
|
|
31
|
|
|
Tổng cộng
|
|
BẢNG 5. BẢNG KÊ THANH TOÁN DỊCH VỤ DỰ PHÒNG
QUAY TRONG THÁNG __
|
Ngày giao dịch
|
Thanh toán dịch vụ
dự phòng quay, VNĐ
|
|
1
|
|
|
2
|
|
|
…
|
|
|
….
|
|
|
|
|
|
30
|
|
|
31
|
|
|
Tổng cộng
|
|
|
|
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện
(Ký tên và đóng dấu)
|
PHỤ LỤC 9
DỮ
LIỆU PHỤC VỤ TÍNH TOÁN THANH TOÁN
(Ban
hành kèm theo Quy trình lập lịch huy động tổ máy, vận hành thời gian thực và
tính toán thanh toán trong thị trường điện)
|
Số liệu
|
Ký hiệu
|
Đơn vị cung cấp
|
|
Điện năng đo đếm trong chu kỳ giao dịch i của ngày D, kWh
|
|
MDMSP
|
|
Giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i của ngày D,
VND/kWh.
|
|
SMO
|
|
Giá điện năng sử dụng để xác định phần công suất được nhận CAN trong
chu kỳ giao dịch i của ngày D, VND/kWh.
|
SMPd,i (CAN)
|
|
Giá công suất thị trường CAN trong chu kỳ giao dịch i của ngày D,
VND/kWh.
|
|
|
Tổng lượng công suất được trả CAN của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch
i của ngày D thuộc chu kỳ thanh toán, kWh.
|
|
|
Công suất lập lịch cung cấp dự phòng quay của tổ máy g trong chu kỳ
giao dịch i của ngày D thuộc chu kỳ thanh toán, kWh
|
|
|
Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của tổ
máy g trong chu kỳ giao dịch i của ngày D thuộc chu kỳ thanh toán, kWh
|
|
|
Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào của tổ máy g trong chu
kỳ giao dịch i của ngày giao dịch D thuộc chu kỳ thanh toán, kWh.
|
|
|
Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh
điều độ tính tại đầu cực máy phát xác định cho chu kỳ giao dịch i.
|
Qdui
|
|
Sản lượng điện năng phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao
dịch i của ngày giao dịch D, kWh.
|
|
|
Giá thanh toán cho tổ máy g phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i
của ngày giao dịch D, VND/kWh.
|
|
|
Giá chào của nhà máy điện năng trong chu kỳ giao dịch i của ngày giao
dịch D, VND/kWh.
|
|
|
Các khoản thanh toán khác, VND
|
|