|
BỘ CÔNG
THƯƠNG
-------
|
CỘNG HÒA XÃ
HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số: 28/2018/TT-BCT
|
Hà Nội, ngày 27 tháng 9 năm 2018
|
THÔNG
TƯ
QUY
ĐỊNH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH
Căn cứ Nghị định số 98/2017/NĐ-CP ngày
18 tháng 8 năm 2017 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ
cấu tổ chức của Bộ Công Thương;
Căn cứ Luật Điện lực ngày 03 tháng 12
năm 2004; Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực ngày 20 tháng 11
năm 2012;
Căn cứ Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg
ngày 08 tháng 11 năm 2013 của Thủ tướng Chính phủ quy định về lộ trình, các điều
kiện và cơ cấu ngành điện để hình thành và phát
triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam;
Theo đề nghị của Cục trưởng Cục Điều tiết
điện lực;
Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành
Thông tư quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh.
Chương I
QUY
ĐỊNH CHUNG
Điều 1. Phạm vi điều
chỉnh
Thông tư này quy định về vận hành thị
trường phát điện cạnh tranh (sau đây viết tắt là thị trường điện) và trách nhiệm
của các đơn vị tham gia thị trường điện.
Điều 2. Đối tượng áp
dụng
Thông tư này áp dụng đối với các đơn vị
tham gia thị trường điện sau đây:
1. Đơn vị mua buôn duy nhất.
2. Đơn vị phát điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện.
4. Đơn vị truyền tải điện.
5. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện
năng.
6. Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Điều 3. Giải thích từ
ngữ
Trong Thông tư 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 bán chào giá
theo quy định tại Thông tư này.
2. Bản chào giá bắt buộc là bản chào
giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và sử dụng để lập
lịch huy động ngày tới, giờ tới trong giai đoạn nhà máy thủy điện vi phạm mức
nước giới hạn 02 tuần liên tiếp.
3. Bản chào giá lập lịch là bản
chào giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chấp nhận để lập
lịch huy động ngày tới, giờ tới.
4. Bản chào giá mặc định là bản
chào giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng để lập lịch huy
động ngày tới, giờ tới trong trường hợp không nhận được bản chào giá hợp lệ của
Đơn vị phát điện.
5. Bảng kê thanh toán là bảng
tính toán các khoản thanh toán cho nhà máy điện trực tiếp tham
gia thị trường điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập
cho mỗi ngày giao dịch và cho mỗi chu kỳ thanh toán.
6. 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 theo quy định tại Khoản 1 Điều 61 Thông tư này.
7. Chu kỳ giao dịch là khoảng
thời gian 01 giờ tính từ phút đầu tiên của mỗi giờ.
8. Chu kỳ thanh toán là chu kỳ
lập chứng từ, hóa đơn cho các khoản giao dịch trên thị trường điện trong khoảng
thời gian 01 tháng, tính từ ngày 01 hàng tháng.
9. Công suất công bố là mức
công suất sẵn sàng lớn nhất của tổ máy phát điện được các đơn vị chào giá hoặc
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát điện ký hợp đồng
cung cấp dịch vụ phụ trợ công bố theo lịch vận hành thị trường điện.
10. Công suất điều độ là mức
công suất của tổ máy phát điện dược Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện huy động thực tế trong chu kỳ giao dịch.
11. Công suất huy động giờ tới
là mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho giờ đầu tiên
trong lịch huy động giờ tới.
12. Công suất huy động ngày tới
là mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho các chu kỳ giao
dịch trong lịch huy động ngày tới theo kết quả lập lịch có ràng buộc.
13. Công suất phát tăng thêm là
phần công suất chênh lệch giữa công suất điều độ và công suất được sắp xếp
trong lịch tính giá thị trường của tổ máy phát điện.
14. Công suất thanh toán là mức
công suất của tổ máy nằm trong lịch công suất hàng giờ và được thanh toán giá
công suất thị trường.
15. Dịch vụ phụ trợ là các dịch
vụ điều chỉnh tần số, dự phòng quay, dự phòng khởi động nhanh, vận hành phải
phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện, điều chỉnh điện áp và khởi động đen.
16. Điện năng phát tăng thêm là
lượng điện năng phát của tổ máy phát điện do được huy động tương ứng với công
suất phát tăng thêm.
17. Đơn vị chào giá là đơn vị
trực tiếp nộp bản chào giá trong thị trường điện, bao gồm đơn vị phát điện hoặc
nhà máy điện được đăng ký chào giá trực tiếp và đơn vị đại diện chào giá cho
nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.
18. Đơn vị mua buôn duy nhất là đơn vị
mua điện duy nhất trong thị trường điện, có chức năng mua toàn bộ điện năng qua
thị trường điện và qua hợp đồng mua bán điện.
19. Đơn vị phát điện là đơn vị
sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện tham gia thị trường điện và ký hợp đồng mua
bán điện cho các nhà máy điện này với Đơn vị mua buôn duy nhất.
20. Đơn vị phát điện gián tiếp giao
dịch là đơn vị phát điện có nhà máy điện tham gia thị trường điện nhưng
không thực hiện chào giá trực tiếp trên thị trường điện.
21. Đơn vị phát điện trực tiếp giao
dịch là đơn vị phát điện có nhà máy điện tham gia thị trường điện được thực
hiện chào giá trực tiếp trên thị trường điện.
22. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm
điện năng
là đơn vị cung cấp, lắp đặt, quản lý vận hành hệ thống thu thập, xử lý, lưu trữ
số liệu đo đếm điện năng và mạng đường truyền thông tin phục vụ thị trường điện.
23. Đơn vị truyền tải điện là
đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực truyền tải điện,
chịu trách nhiệm quản lý, vận hành lưới điện truyền tải quốc gia.
24. Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện là đơn vị chỉ huy điều khiển quá trình phát điện, truyền
tải điện, phân phối điện trong
hệ thống điện quốc gia, điều hành giao dịch thị trường điện.
25. Giá công suất thị
trường
là mức giá cho một đơn vị công suất tác dụng xác định cho mỗi chu kỳ giao dịch,
áp dụng để tính toán khoản thanh toán công suất cho các đơn vị phát điện trong
thị trường điện.
26. Giá sàn bản chào là mức giá
thấp nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy phát điện trong bản
chào giá ngày tới.
27. Giá điện năng thị trường là mức giá
cho một đơn vị điện năng xác định cho mỗi chu kỳ giao dịch, áp dụng để tính toán khoản
thanh toán điện năng cho các đơn vị phát điện trong thị trường điện.
28. Giá thị trường
điện toàn phần là tổng giá điện năng thị trường và giá công suất thị
trường của mỗi chu kỳ giao dịch.
29. Giá trần bản chào là mức
giá cao nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy phát điện trong bản
chào giá ngày tới.
30. Giá trần thị trường
điện
là mức giá điện năng thị trường cao nhất được xác định cho từng năm.
31. Giá trị nước là mức giá
biên kỳ vọng tính toán cho lượng nước tích trong các hồ thủy điện khi được sử dụng
để phát điện thay thế cho các nguồn nhiệt điện trong tương lai, tính quy đổi
cho một đơn vị điện năng.
32. Hệ số suy giảm hiệu
suất
là chỉ số suy giảm hiệu suất của tổ máy phát điện theo thời gian vận hành.
33. Hệ số tải trung
bình năm hoặc tháng là tỷ lệ giữa tổng sản lượng điện năng phát trong 01 năm hoặc 01
tháng và tích của tổng công suất đặt với tổng số giờ tính toán hệ số tải năm hoặc
tháng.
34. Hệ thống thông tin thị trường
điện là hệ thống các trang thiết bị và cơ sở dữ liệu phục vụ quản lý, trao
đổi thông tin thị trường điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
quản lý.
35. Hợp đồng mua bán điện là văn bản
thỏa thuận mua bán điện giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện
hoặc mua bán điện với nước ngoài.
36. Hợp đồng mua bán điện dạng sai
khác là hợp đồng mua bán điện ký kết giữa Đơn vị mua buôn duy nhất với các
đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
37. Lập lịch có ràng buộc là việc
sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương pháp tối thiểu chi phí
mua điện có xét đến các ràng buộc kỹ thuật trong hệ thống điện.
38. Lập lịch không ràng buộc là
việc sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương pháp tối thiểu
chi phí mua điện không xét đến các ràng buộc trong hệ thống điện.
39. Lịch công suất là lịch do
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập sau vận hành để xác định
lượng công suất thanh toán trong từng chu kỳ giao dịch.
40. Lịch huy động giờ tới là lịch
huy động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ cho
chu kỳ giao dịch tới và 03 chu kỳ giao dịch liền kề tiếp theo do
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập.
41. Lịch huy động ngày tới là lịch
huy động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ cho
các chu kỳ giao dịch của ngày giao dịch tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện lập.
42. Lịch tính giá điện
năng thị trường là lịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện lập sau ngày giao dịch hiện tại để xác định giá điện năng thị trường cho từng
chu kỳ giao dịch.
43. Mô hình mô phỏng thị trường điện
là hệ thống các phần mềm mô phỏng huy động các tổ máy phát điện và tính
giá điện năng thị trường được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử
dụng trong lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần.
44. Mô hình tính toán giá trị nước
là hệ thống các phần mềm tối ưu thủy nhiệt điện để tính toán giá trị nước được
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận
hành năm, tháng và tuần.
45. Mức nước giới hạn là mức nước
thượng lưu thấp nhất của hồ chứa thủy điện cuối mỗi tháng trong năm hoặc cuối mỗi tuần
trong tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và
công bố theo Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn
hạn do Cục Điều tiết điện lực ban
hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương
ban hành.
46. Mức nước tối ưu là mức nước
thượng lưu của hồ chứa thủy điện vào thời điểm cuối mỗi tháng hoặc cuối mỗi tuần,
đảm bảo việc sử dụng nước cho mục đích phát điện đạt hiệu quả cao nhất và đáp ứng
các yêu cầu ràng buộc, do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính
toán và công bố.
47. Năm N là năm hiện tại vận
hành thị trường điện, được tính theo năm dương lịch.
48. Ngày D là ngày giao dịch hiện
tại.
49. Ngày giao dịch là ngày diễn
ra các hoạt động giao dịch thị trường điện, tính từ 00h00 đến 24h00 hàng ngày.
50. 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.
51. Nhà máy điện mới tốt nhất
là nhà máy nhiệt điện mới đưa vào vận hành, có giá phát điện bình quân tính
toán cho năm tới thấp nhất và giá hợp đồng mua bán điện được thỏa thuận căn cứ
theo khung giá phát điện cho nhà máy điện chuẩn do Bộ Công Thương ban hành. Nhà
máy điện mới tốt nhất được lựa chọn hàng năm để sử dụng trong tính
toán giá công suất thị trường.
52. Nhà máy thủy điện
chiến lược đa mục
tiêu
là nhà máy thủy điện trong danh mục nhà máy điện lớn có ý nghĩa đặc biệt quan
trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt
hoặc thuộc danh mục nhà máy điện phối hợp vận hành với nhà máy điện lớn có ý
nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh do Bộ Công
Thương phê duyệt.
53. 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
thủy điện bậc thang trên chiếm toàn bộ hoặc phần lớn lượng nước về hồ chứa nhà
máy thủy điện bậc thang dưới và giữa hai nhà máy điện này không có hồ chứa điều
tiết nước lớn hơn 01 tuần.
54. 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.
55. Phụ tải hệ thống là tổng sản
lượng điện năng của toàn hệ thống điện tính quy đổi về đầu cực tổ máy phát điện
và sản lượng điện năng nhập khẩu trong một chu kỳ giao dịch trừ đi sản lượng của
các nhà máy phát điện có tổng công suất đặt nhỏ hơn hoặc bằng 30 MW không tham
gia thị trường điện và sản lượng của các nhà máy thủy điện bậc thang trên cùng
một dòng sông thuộc một đơn vị phát điện có tổng công suất đặt nhỏ hơn hoặc bằng
60 MW (đáp ứng tiêu chuẩn áp dụng biểu giá chi phí tránh được).
56. Sản lượng đo đếm là lượng
điện năng đo đếm được của nhà máy điện tại vị trí đo đếm.
57. 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.
58. Sản lượng hợp đồng năm là sản
lượng điện năng cam kết hàng năm trong hợp đồng mua bán điện dạng sai khác.
59. Sản lượng hợp đồng tháng là
sản lượng điện năng được phân bổ từ sản lượng hợp đồng năm cho từng tháng.
60. Sản lượng kế hoạch năm là sản
lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động trong năm tới.
61. Sản lượng kế hoạch tháng là
sản lượng điện
năng của nhà máy điện dự kiến được huy động các tháng trong năm tới.
62. Suất hao nhiệt là lượng nhiệt
năng (hoặc khối lượng nhiên liệu) tiêu hao của tổ máy hoặc nhà máy điện để sản
xuất ra một đơn vị điện năng.
63. Thanh toán phát ràng buộc
là khoản thanh toán mà Đơn vị phát điện được nhận cho lượng điện năng phát tăng
thêm.
64. Thành viên tham gia thị trường
điện là các đơn vị tham gia vào các hoạt động giao dịch hoặc cung cấp dịch
vụ trên thị trường điện theo quy định tại Điều 2 Thông tư này.
65. Tháng M là tháng hiện
tại vận hành thị trường điện, được tính theo tháng dương lịch.
66. 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.
67. Thông tin bảo mật là các
thông tin mật theo quy định của pháp luật và các thông tin khác theo thỏa thuận
bảo mật giữa các bên.
68. Thông tin thị trường là
toàn bộ dữ liệu và thông tin liên quan đến các hoạt động của thị trường điện.
69. Thời điểm chấm dứt chào giá là thời điểm
mà sau đó các đơn vị phát điện không được phép thay đổi bản chào giá ngày tới,
trừ các trường hợp đặc biệt được quy định trong Thông tư này. Trong thị trường
điện, thời điểm chấm dứt chào giá là 11h30 của ngày D-1.
70. Thứ tự huy động là kết quả
sắp xếp các dải
công suất trong bản chào giá theo nguyên tắc về giá từ thấp đến cao có xét đến
các ràng buộc của hệ thống điện.
71. 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.
72. Tổng số giờ tính toán hệ số tải
năm là tổng số giờ của cả năm N đối với các tổ máy đã vào vận hành thương mại
từ năm N-1 trở về trước
hoặc là tổng số giờ
tính từ thời điểm vận hành thương mại của tổ máy đến hết năm đối với các tổ máy
đưa vào vận hành thương mại trong năm N, trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế
hoạch đã được phê duyệt trong năm N.
73. Tổng số giờ tính toán hệ số tải
tháng là tổng số giờ của cả tháng M đối với các tổ máy đã vào vận hành
thương mại từ tháng M-1 trở về trước
hoặc là tổng số giờ tính từ thời điểm vận hành thương mại của tổ máy đến hết
tháng đối với các tổ máy đưa vào vận hành trong tháng M, trừ đi thời gian sửa
chữa của tổ máy theo kế hoạch đã được phê duyệt trong tháng M.
74. Tổ máy khởi động chậm là tổ
máy phát điện không có khả năng khởi động và hòa lưới trong thời gian nhỏ hơn 30 phút.
75. Tuần T là tuần hiện tại vận
hành thị trường điện.
76. Vị trí đo đếm là vị trí đặt
hệ thống đo đếm điện năng để xác định sản lượng điện năng giao nhận phục vụ
thanh toán thị trường điện giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn điện duy nhất
theo quy định tại Thông tư số 27/2009/TT-BCT ngày 27 tháng 9 năm 2009 của Bộ
trưởng Bộ Công Thương quy định đo đếm điện năng trong thị trường phát điện cạnh
tranh và theo hợp đồng mua bán điện giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn
duy nhất.
Chương II
ĐĂNG
KÝ THAM GIA THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 4. Trách nhiệm
tham gia thị trường điện
1. Nhà máy điện có giấy phép hoạt động
điện lực trong lĩnh vực phát điện, có công suất đặt lớn hơn 30 MW đấu nối vào hệ
thống điện quốc gia, trừ các nhà máy điện theo quy định tại Khoản 3 Điều này,
có trách nhiệm tham gia thị trường điện chậm nhất sau 30 ngày tính từ ngày vận
hành thương mại của nhà máy điện.
2. Nhà máy điện có công suất đặt đến
30 MW, đấu nối lưới điện cấp
điện áp từ 110 kV trở
lên, trừ các nhà máy điện theo quy định tại Khoản 3 Điều này, được quyền lựa chọn
tham gia thị trường điện. Trường hợp lựa chọn tham gia thị trường điện, nhà máy
điện có trách nhiệm:
a) Chuẩn bị cơ sở hạ tầng theo quy định
tại Khoản 5 Điều này;
b) Hoàn thiện và nộp hồ sơ đăng ký
tham gia thị trường điện theo quy định tại Điều 5 Thông tư này;
c) Tuân thủ các yêu cầu đối với đơn vị
phát điện tham gia thị trường điện theo quy định tại Thông tư này và các văn bản
quy phạm pháp luật có liên quan.
3. 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 tuabin khí có các ràng
buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí để đảm bảo lợi ích quốc gia;
d) Nhà máy điện thuộc khu công nghiệp
chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia.
4. Trước ngày 01 tháng 11 năm N-1, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và báo cáo Cục Điều tiết
điện lực danh
sách các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch, các đơn vị phát điện gián tiếp
giao dịch và các đơn vị phát điện không tham gia thị trường điện theo quy định
tại Khoản 3 Điều này trong năm N để công bố cho các thành viên tham gia thị trường
điện.
5. Nhà máy điện tham gia thị trường điện
có trách nhiệm đầu tư, hoàn thiện hệ thống trang thiết bị để đấu nối vào Hệ thống
thông tin thị trường điện (bao gồm: Hệ thống chào giá, hệ thống quản lý lệnh điều
độ (DIM), hệ thống hỗ trợ thanh toán thị trường điện, hệ thống mạng kết nối
thông tin nội bộ thị trường điện), hệ thống SCADA/EMS, hệ thống đo đếm điện
năng trước ngày vận hành thương mại của nhà máy điện để đáp ứng yêu cầu vận
hành của hệ thống điện và thị trường điện.
6. Đơn vị mua buôn duy nhất có trách
nhiệm gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện văn bản về ngày
vận hành thương mại của nhà máy điện đã được thống nhất với Đơn vị phát điện.
7. Trước ngày 20 của tháng M khi có kế
hoạch đưa nhà máy điện vào vận hành thương mại trong tháng M+1, Đơn vị phát
điện có trách nhiệm gửi thông tin cần thiết (thông số kỹ thuật, giá điện...)
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để tính toán kế hoạch vận
hành tháng tới và các tháng tiếp theo trong năm N.
8. Trường hợp nhà máy điện đáp ứng đủ điều
kiện nhưng chưa tham gia thị trường điện theo quy định tại Khoản 1 Điều này hoặc
nhà máy điện bị đình chỉ tham gia thị trường điện theo quy định tại Điều 8 Thông tư này:
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm chỉ thực hiện huy động nhà máy điện trong các trường
hợp sau:
- Đảm bảo nước hạ du theo quy định của
quy trình vận hành liên hồ chứa và quy trình vận hành đơn hồ hoặc theo yêu cầu
của cơ quan có thẩm quyền (đối với nhà máy thủy điện);
- Đảm bảo an ninh hệ thống điện;
- Chống xả tràn (đối với nhà máy thủy
điện).
b) Việc thanh toán tiền điện cho các
nhà máy điện trong giai đoạn nhà máy chưa tham gia thị trường điện hoặc bị đình
chỉ tham gia thị trường điện được thực hiện theo thỏa thuận tại hợp đồng mua
bán điện với Đơn vị mua buôn duy nhất phù hợp với trạng thái vận hành của nhà
máy điện.
Điều 5. Hồ sơ đăng ký
tham gia thị trường điện
1. Chậm nhất sau 20 ngày kể từ ngày vận
hành thương mại, Đơn vị phát điện có trách nhiệm hoàn thiện đầy đủ hồ sơ đăng
ký tham gia thị trường điện đối với nhà máy điện có trách nhiệm tham gia thị
trường điện theo quy định tại Khoản 1 Điều 4 Thông tư này.
2. Đơn vị phát điện có trách nhiệm nộp
01 bộ hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện đối với từng nhà máy điện về Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện qua trang thông tin điện tử thị trường
điện.
3. Hồ sơ đăng ký tham gia thị trường
điện bao gồm:
a) Bản đăng ký tham gia thị trường điện,
trong đó ghi rõ tên, địa chỉ của Đơn vị phát điện, nhà máy điện, chủ thể chào
giá trên thị trường điện và ngày dự kiến chính thức tham gia thị trường điện của
nhà máy điện;
b) Bản sao Giấy phép hoạt động điện lực
trong lĩnh vực phát điện;
c) Tài liệu nghiệm thu đưa vào vận
hành các hệ thống theo quy định tại Khoản 5 Điều 4 Thông tư này;
d) Bản sao Hợp đồng mua bán điện;
đ) Bản sao Biên bản thống nhất đơn vị
chào giá thay cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang (trong trường hợp Đơn vị
phát điện là đại diện cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang).
Điều 6. Kiểm tra hồ
sơ đăng ký tham gia thị trường điện
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm đôn đốc Đơn vị phát điện thực hiện thủ tục đăng ký
tham gia thị trường điện đối với các nhà máy điện có trách nhiệm tham gia thị
trường điện theo quy định tại Khoản 1 Điều 4 Thông tư này từ
khi xác định được ngày dự kiến vận hành thương mại của nhà máy điện.
2. Trong thời hạn 05 ngày tính từ ngày
nhận được hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra hồ sơ, đánh giá khả năng chính
thức tham gia thị trường điện theo đề xuất của nhà máy điện (hoặc đề xuất thời điểm
phù hợp để nhà máy điện tham gia thị trường điện, không sớm hơn ngày nhà máy điện
đề xuất và không chậm hơn 30 ngày
tính từ ngày vận hành thương mại của nhà máy điện) và có văn bản báo cáo kết quả
cho Cục Điều tiết điện lực.
3. Trường hợp nhà máy điện đã đáp ứng
đầy đủ các điều kiện tham gia thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện lực có trách nhiệm thông báo trên trang thông tin điện tử thị
trường điện ít nhất 24h trước thời điểm nhà máy điện chính thức tham gia thị
trường điện.
Điều 7. Thông tin
thành viên tham gia thị trường điện
1. Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị mua
buôn duy nhất và Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm đăng ký
các thông tin chung về đơn vị cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lưu trữ thông tin đăng ký, cập nhật các thay đổi về thông
tin đăng ký của thành viên tham gia thị trường điện.
3. Thành viên tham gia thị trường điện
có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
khi có sự thay đổi các thông tin đã đăng ký.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm công bố thông tin đăng ký của thành viên tham gia thị
trường điện và các thông tin đăng ký đã thay đổi.
Điều 8. Đình chỉ tham
gia thị trường điện của nhà máy điện
1. Nhà máy điện bị đình chỉ tham gia
thị trường điện khi có một trong các hành vi vi phạm sau đây:
a) Không cung cấp thông tin hoặc cung
cấp thông tin không chính xác cho việc lập kế hoạch vận hành thị trường điện và
lịch huy động các tổ máy trong hệ
thống điện;
b) Không cung cấp thông tin hoặc cung
cấp thông tin không chính xác cho việc giải quyết tranh chấp và xử lý vi phạm
trên thị trường phát điện cạnh tranh theo yêu cầu của cơ quan giải quyết tranh
chấp và theo quy định của pháp luật;
c) Thỏa thuận trực tiếp hoặc gián tiếp
với đơn vị khác trong việc hạn chế hoặc kiểm soát công suất chào bán trên thị
trường nhằm tăng giá điện năng thị trường giao ngay và làm ảnh hưởng đến an
ninh cung cấp điện;
d) Thỏa thuận với Đơn vị phát điện
khác trong việc chào giá để được lập lịch huy động;
đ) Thỏa thuận với Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện trong việc chào giá để được lập lịch huy động
không đúng quy định.
2. Nhà máy điện có hành vi vi phạm quy
định tại Khoản 1 Điều này bị đình chỉ tham gia thị trường điện theo quy định tại
Điều 114 Thông tư này.
Điều 9. Chấm dứt tham
gia thị trường điện
1. Nhà máy điện chấm dứt tham gia thị
trường điện trong các trường hợp sau:
a) Theo đề nghị của Đơn vị phát điện sở
hữu nhà máy điện trong các trường hợp sau:
- Nhà máy điện ngừng vận hành hoàn
toàn;
- Nhà máy điện không duy trì và không
có khả năng khôi phục lại công suất đặt lớn hơn 30 MW trong thời hạn 01 năm.
b) Giấy phép hoạt động điện lực trong
lĩnh vực phát điện của nhà máy điện bị thu hồi hoặc hết hiệu lực.
2. Trong trường hợp quy định tại Điểm
a Khoản 1 Điều này, trong thời hạn ít nhất 30 ngày trước thời điểm muốn chấm dứt
tham gia thị trường điện, Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện có trách nhiệm gửi
văn bản thông báo chấm dứt tham gia thị trường điện cho Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện.
3. Trong thời hạn 10 ngày kể từ ngày
nhận được văn bản thông báo đề nghị chấm dứt tham gia thị trường điện của đơn vị
phát điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xem
xét, quyết định và báo cáo Cục Điều tiết điện lực để giám sát thực hiện.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lưu trữ hồ sơ, thông báo trên trang thông tin điện tử
thị trường điện về việc chấm dứt tham gia thị trường điện của nhà máy điện.
Chương III
CÁC
NGUYÊN TẮC VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 10. Giới hạn giá
chào
1. Giá chào của tổ máy phát điện trên
thị trường điện được giới hạn từ giá sàn bản chào đến giá trần bản chào.
2. Giá trần bản chào của tổ máy nhiệt
điện được xác định hàng năm, điều chỉnh hàng tháng và được tính toán căn cứ
trên các yếu tố sau:
a) Suất hao nhiệt của tổ máy phát điện;
b) Hệ số suy giảm hiệu suất theo thời
gian vận hành của tổ máy phát điện;
c) Giá nhiên liệu;
d) Giá biến đổi theo hợp đồng mua bán
điện.
3. Giá sàn của tổ máy nhiệt điện là 01
đồng/kWh.
4. Giới hạn giá chào của các tổ máy thủy
điện theo quy định tại Điều 41 Thông tư này.
Điều 11. Giá trị nước
1. Giá trị nước được sử dụng cho việc
xác định giới hạn giá chào của tổ máy thủy điện trong thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố giá trị nước theo lịch vận hành
thị trường điện theo quy định tại Phụ lục 1 Thông
tư này.
Điều 12. Giá thị trường
điện toàn phần
Giá thị trường điện toàn phần cho chu
kỳ giao dịch được tính bằng tổng của
02 thành phần sau:
1. Giá điện năng thị trường.
2. Giá công suất thị trường.
Điều 13. Giá điện
năng thị trường
1. Giá điện năng thị trường do Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán sau thời điểm vận hành căn
cứ trên phương pháp lập lịch không ràng buộc.
2. Giá điện năng thị trường không vượt
quá giá trần thị trường điện.
3. Giá điện năng thị trường được xác định
theo quy định tại Điều 69 và Điều 71 Thông tư này.
Điều 14. Giá công suất
thị trường
1. Giá công suất thị trường cho từng chu kỳ
giao dịch được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán trong
quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới và không thay đổi trong năm áp dụng.
2. Giá công suất thị trường được tính
toán trên nguyên tắc đảm bảo cho Nhà máy điện mới tốt nhất thu hồi đủ chi phí
biến đổi và cố định.
3. Giá công suất thị trường được xác định
theo quy định tại Điều 25 và Điều 26 Thông tư này.
Điều 15. Hợp đồng mua
bán điện dạng sai khác
1. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch
và Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm ký hợp đồng mua bán điện dạng sai
khác theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
2. Sản lượng hợp đồng năm được Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện tính toán căn cứ sản lượng kế hoạch năm và tỷ
lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng quy định tại Khoản 5 Điều này. Sản lượng
kế hoạch năm được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chủ trì, phối
hợp với Đơn vị mua buôn duy nhất tính toán trong quá trình lập kế hoạch vận
hành năm tới theo quy định tại Khoản 2 Điều 27 Thông tư này.
3. Sản lượng hợp đồng tháng được Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định trong quá trình lập kế hoạch
vận hành năm tới căn cứ việc phân bổ sản lượng hợp đồng năm vào các tháng theo
quy định tại Điều 28 Thông tư này.
4. Sản lượng hợp đồng giờ được Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định trong quá trình lập kế hoạch
vận hành tháng tới căn cứ trên việc phân bổ sản lượng hợp đồng tháng vào các giờ
trong tháng theo quy định tại Điều 37 Thông tư này.
5. Cục Điều tiết điện lực có
trách nhiệm xác định và công bố tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng của
đơn vị phát điện hàng năm tùy theo từng loại hình công nghệ theo nguyên tắc
sau:
a) Đảm bảo hài hòa các mục tiêu:
- Khuyến khích cạnh tranh hiệu quả
trong thị trường điện;
- Ổn định doanh thu của đơn vị phát điện;
- Ổn định giá phát điện bình quân, phù hợp với
quy định về xây dựng biểu giá bán lẻ điện.
b) Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán
theo giá hợp đồng được quy định cho nhà máy điện theo loại hình công nghệ (thủy
điện, nhiệt điện), tỷ lệ này không cao hơn 95% và không thấp hơn 60%.
Điều 16. Nguyên tắc
thanh toán trong thị trường điện
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. Việc thanh toán cho các Đơn vị phát
điện trực tiếp giao dịch được thực hiện theo quy định tại Chương VI Thông tư
này.
4. Đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch
và đơn vị không tham gia thị trường điện được thanh toán theo quy định tại hợp
đồng mua bán điện.
Chương IV
KẾ
HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Mục 1. KẾ HOẠCH VẬN
HÀNH NĂM TỚI
Điều 17. Kế hoạch vận
hành năm tới
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới, bao gồm
các nội dung sau:
a) Lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất;
b) Tính toán giá công suất thị trường;
c) Tính toán giá trị nước và mức nước
tối ưu của các hồ chứa thủy điện;
d) Tính toán giới hạn giá bản chào của
tổ máy nhiệt điện;
đ) Xác định các phương án giá trần thị
trường điện;
e) Sản lượng kế hoạch, sản lượng hợp đồng
năm và phân bổ sản lượng hợp đồng năm vào các tháng trong năm của các đơn vị
phát điện trực tiếp giao dịch.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để tính toán các
nội dung theo quy định tại các Điểm a, b, c, d và đ Khoản 1 Điều này. Thông số
đầu vào sử dụng trong mô phỏng thị trường của các tổ máy nhiệt điện là chi phí
biến đổi của tổ máy được xác định tại Khoản 3 Điều này, các đặc tính thủy văn
và đặc tính kỹ thuật của nhà máy thủy điện.
3. Chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt
điện được xác định như sau:
a) Trường hợp xác định được giá trị suất
hao nhiệt theo hợp đồng hoặc kết quả thí nghiệm tổ máy, chi phí biến đổi của tổ
máy xác định như sau:
Trong đó:
|
 :
|
Thành phần giá biến đổi điều chỉnh
theo biến động của chi phí nhiên liệu chính (than, khí) của nhà máy điện
(đồng/kWh);
|
|
 :
|
Thành phần giá biến đổi điều chỉnh
theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy điện (đồng/kWh);
|
|
 :
|
Các thành phần giá biến đổi khác
ngoài giá biến đổi theo
nhiên liệu chính và nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy điện theo hợp đồng mua
bán điện (đồng/kWh).
|
- Thành phần giá biến đổi điều chỉnh
theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện (đồng/kWh), được xác định theo công thức
sau:
Trong đó:
: Suất hao nhiệt bình quân của nhiên
liệu chính theo hợp đồng mua bán điện hoặc theo kết quả thí nghiệm tổ máy do
đơn vị thí nghiệm được cơ quan nhà nước có thẩm quyền ủy quyền hoặc quyết định
và được Đơn vị mua buôn duy nhất thống nhất kết quả đo, được tính tương ứng với
mức tải theo quy định tại Phụ lục 1
Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công
Thương quy định phương pháp xây dựng giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng
mua bán điện (kg/kWh hoặc BTU/kWh hoặc kcal/kWh).
Đối với nhà máy điện sử dụng
nhiên liệu than từ nhiều nguồn khác nhau bao gồm than nhập khẩu và than nội địa:
Nhiệt trị than cơ sở (NT0) sử dụng tính toán suất hao nhiệt bình quân
được tính bằng bình quân gia quyền theo khối lượng và nhiệt trị than được quy đổi
về nhiệt trị khô toàn phần, được quy định trong các hợp đồng mua bán than
(kcal/kg);
: Giá nhiên liệu chính bao gồm cả giá
vận chuyển nhiên liệu chính.
- Thành phần giá biến đổi điều chỉnh
theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện (đồng/kWh), được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Suất hao nhiệt bình quân của nhiên
liệu phụ, do hai bên thỏa thuận trên cơ sở thông số của nhà chế tạo thiết bị
(kg/kWh);
: Giá nhiên liệu phụ bao gồm cả cước vận
chuyển và các loại phí khác theo quy định (đồng/kg).
- Suất hao nhiệt bình quân của nhiên
liệu (chính, phụ) do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp và được hiệu chỉnh theo
hệ số suy giảm hiệu suất. Trường hợp suất hao nhiệt trong hợp đồng là suất hao
nhiệt bình quân cả đời dự án thì không điều chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu suất.
Trong trường hợp hợp đồng mua bán điện chỉ có đường đặc tính suất hao tại các mức
tải thì suất hao nhiệt của các tổ máy được xác định tại mức tải tương ứng với sản
lượng điện năng phát bình quân nhiều năm của nhà máy điện được quy định trong hợp
đồng mua bán điện.
Trường hợp tổ máy nhiệt điện không có
suất hao nhiệt theo kết quả thí nghiệm tổ máy và không có trong hợp đồng mua
bán điện thì xác định bằng suất hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm theo
công nghệ phát điện và công suất đặt và cùng nhà chế tạo. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán suất tiêu hao nhiên liệu hoặc
suất hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn;
- Hệ số suy giảm hiệu suất của tổ máy
nhiệt điện được xác định bằng hệ số suy giảm hiệu suất trong hợp đồng mua bán
điện do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp.
Trường hợp nhà máy nhiệt điện không có số liệu hệ số
suy giảm hiệu suất trong hợp đồng mua bán điện, áp dụng hệ số suy giảm hiệu suất
của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm với nhà máy điện đó do Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện xác định;
- Thành phần giá biến đổi khác của nhà
máy điện 
(đồng/kWh) được xác định theo quy định
tại hợp đồng mua bán điện.
b) Trường hợp không có suất hao nhiệt
được xác định sau quá trình thí nghiệm tổ máy hoặc được quy định trong hợp đồng
mua bán điện đã ký, chi phí biến đổi của tổ máy được xác định bằng giá biến đổi
năm N (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) trong hợp đồng mua bán điện có cập nhật các
yếu tố ảnh hưởng đến giá biến đổi của năm N theo phương pháp được thỏa thuận
trong hợp đồng. Đối với các nhà máy điện chưa ký hợp đồng mua bán điện, giá biến
đổi năm N được lấy theo giá biến đổi của nhà máy điện đã ký hợp đồng mua bán điện
có công nghệ phát điện và công suất đặt tương đương;
c) Giá nhiên liệu chính, nhiên liệu phụ,
đá vôi, vận chuyển nhiên liệu chính được sử dụng trong tính toán giá biến đổi, chi phí biến
đổi năm N được xác định theo thứ tự ưu tiên như sau:
- Giá nhiên liệu áp dụng cho năm N được
cơ quan có thẩm quyền công bố hoặc hướng dẫn xác định;
- Giá nhiên liệu áp dụng cho năm N
trong hợp đồng mua bán nhiên liệu;
- Giá nhiên liệu theo hồ sơ thanh toán
tiền điện của tháng gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch năm N. Trường hợp tại
thời điểm lập kế hoạch năm N chưa có hồ sơ thanh toán tiền điện với giá nhiên
liệu tính đủ của tháng gần nhất (hồ sơ thanh toán chưa tính đủ giá nhiên liệu
theo hợp đồng mua bán nhiên liệu), có thể sử dụng giá nhiên liệu bình quân
tháng tính trên cơ sở các hóa đơn theo quy định của hợp đồng mua bán nhiên liệu.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm trình Tập đoàn điện lực Việt Nam thẩm định và trình
Cục Điều tiết điện lực phê
duyệt kế hoạch vận hành năm tới theo lịch vận hành thị trường điện theo quy định
tại Phụ lục 1 Thông tư này. Hồ sơ trình bao gồm kết
quả tính toán, các số liệu đầu vào
và thuyết minh tính toán.
5. Trong trường hợp giá than và giá
khí cho phát điện có sự biến động lớn so với thời điểm phê duyệt kế hoạch vận
hành năm tới, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét, yêu cầu Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện cập nhật số liệu và tính toán lại kế hoạch vận
hành các tháng còn lại trong năm trình Tập đoàn điện lực Việt Nam thẩm định và
trình Cục Điều tiết điện lực phê
duyệt.
Điều 18. Phân loại
các nhà máy thủy điện
1. Các nhà máy thủy điện
trong thị trường điện được phân loại cụ thể như sau:
a) Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục
tiêu;
b) Nhóm nhà máy thủy điện bậc thang;
c) Nhóm nhà máy thủy điện có hồ chứa điều
tiết trên 01 tuần;
d) Nhóm nhà máy thủy điện có hồ chứa điều
tiết từ 02 ngày đến 01 tuần;
đ) Nhóm nhà máy thủy điện có hồ chứa điều
tiết dưới 02 ngày;
e) Đối với nhà máy thủy điện thuộc
nhóm các nhà máy có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần, nếu sản lượng điện trong Kế
hoạch cung cấp điện năm do Bộ Công Thương ban hành hàng năm thấp hơn 65% sản lượng
điện bình quân nhiều năm (GO), thì việc tham gia thị trường điện của nhà máy điện
trong năm đó được áp dụng như đối với nhóm nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết
dưới 02 ngày theo quy định tại Thông tư này.
Đối với các nhà máy thủy điện sử dụng
nước từ hồ chứa thủy lợi để phát điện và có các yêu cầu đặc biệt của cơ quan
nhà nước có thẩm quyền thì Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm báo cáo Bộ Công Thương
xem xét quyết định hình thức tham gia thị trường điện của nhà máy điện trong
năm đó.
2. Hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật danh sách nhóm nhà máy thủy điện
theo quy định tại Khoản 1 Điều này.
3. Căn cứ đề xuất của Tập đoàn Điện lực
Việt Nam, Cục Điều tiết điện lực có
trách nhiệm lập danh sách các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục
tiêu để trình cơ quan có thẩm quyền phê duyệt theo quy định..
Điều 19. Dự báo phụ tải
cho lập kế hoạch vận hành năm tới
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm dự báo phụ tải để phục vụ lập kế hoạch vận hành năm
tới theo phương pháp quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công
Thương ban hành. Các số liệu dự báo phụ tải phục vụ lập kế hoạch vận hành năm tới
bao gồm:
1. Tổng nhu cầu phụ tải hệ thống điện
quốc gia và phụ tải từng miền Bắc, Trung, Nam cho cả năm và từng tháng trong
năm. Công suất cực đại, cực tiểu của phụ tải hệ thống điện quốc gia trong từng tháng.
2. Biểu đồ phụ tải các ngày điển hình
của từng miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống điện quốc gia các tháng trong
năm.
3. Biểu đồ phụ tải từng chu kỳ giao dịch
của từng miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống điện quốc gia trong năm.
Điều 20. Dịch vụ phụ
trợ cho kế hoạch vận hành năm tới
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm xác định nhu cầu các loại dịch vụ phụ trợ cho năm tới
theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lựa chọn nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ. Nhà
máy điện được lựa chọn có trách nhiệm cung cấp dịch vụ phụ trợ và được thanh
toán theo quy định của Bộ Công Thương.
Điều 21. Phân loại tổ
máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh năm tới
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm phân loại các tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh
theo quy định tại Quy trình phân loại tổ máy và tính giá trần bản chào của nhà
máy nhiệt điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định hệ số tải trung bình
năm của các tổ máy phát điện.
3. Căn cứ hệ số tải trung bình năm từ
kết quả mô phỏng, các tổ máy được phân loại thành 03 nhóm sau:
a) Nhóm tổ máy chạy nền bao gồm các tổ
máy phát điện có hệ số tải trung bình năm lớn hơn hoặc bằng 60%;
b) Nhóm tổ máy chạy lưng bao gồm các tổ
máy phát điện có hệ số tải trung bình năm lớn hơn 25% và nhỏ hơn 60%;
c) Nhóm tổ máy chạy đỉnh bao gồm các tổ
máy phát điện có hệ số tải trung bình năm nhỏ hơn hoặc bằng 25%.
Điều 22. Xác định giới
hạn giá chào của tổ máy nhiệt điện
1. Trường hợp xác định được giá trị suất
hao nhiệt theo hợp đồng hoặc kết quả thí nghiệm tổ máy:
a) Giá trần bản chào giá của tổ máy
nhiệt điện được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Ptr : Giá trần bản chào
của tổ máy nhiệt điện (đồng/kWh);
KDC: Hệ số điều chỉnh
giá trần theo kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện. Đối với tổ máy nhiệt điện chạy
nền KDC = 0%; tổ máy
nhiệt điện chạy lưng KDC = 5%; tổ máy
nhiệt điện chạy đỉnh KDC = 20%;
PNLC: Giá nhiên liệu
chính (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) của tổ máy nhiệt điện (đồng/kCal;
đồng/BTU hoặc đồng/kg);
PNLP: Giá nhiên liệu phụ
của tổ máy nhiệt điện (đồng/kCal; đồng/BTU hoặc đồng/kg);
HRC: Suất hao nhiệt của
nhiên liệu chính tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh; kCal/kWh
hoặc kg/kWh);
HRP: Suất hao nhiệt của
nhiên liệu phụ tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh; kCal/kWh
hoặc kg/kWh);
:
Các thành phần giá biến đổi khác ngoài giá biến đổi theo nhiên liệu chính và
nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy điện được xác định theo hợp đồng mua bán điện
(đồng/kWh).
b) Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng
than nhập khẩu, giá than (bao gồm cả giá vận chuyển than) năm N là giá than xác
định theo hợp đồng mua bán nhiên liệu năm N của nhà máy. Trường hợp không có hợp
đồng mua bán than năm N tại thời điểm lập kế hoạch năm, giá than năm N được xác
định là giá than theo hồ sơ thanh toán tiền điện của tháng gần nhất trước thời điểm
lập kế hoạch năm N. Trường hợp
tại thời điểm lập kế hoạch năm N chưa có hồ sơ thanh toán tiền điện với giá
nhiên liệu tính đủ của tháng gần nhất (hồ sơ thanh toán chưa tính đủ giá nhiên
liệu tháng theo các hợp đồng mua bán than nhập khẩu), có thể sử dụng giá nhiên
liệu bình quân tháng tính trên cơ sở các hóa đơn tại cảng xếp hàng theo quy định
của các hợp đồng mua bán than nhập khẩu;
c) Các thông số về giá nhiên liệu và
suất hao nhiệt của tổ máy nhiệt điện được xác định theo quy định tại Điểm a Khoản 3 Điều 17 Thông tư này;
d) Giá nhiên liệu chính do Đơn vị mua
buôn duy nhất cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
theo khung thời gian quy định tại Quy trình Lập kế hoạch vận hành thị trường điện.
2. Trường hợp không có số liệu suất
hao nhiệt trong hợp đồng mua bán điện hoặc kết quả thí nghiệm tổ máy và không
có nhà máy điện chuẩn cùng nhóm phù hợp:
a) Giá trần bản
chào giá của tổ máy nhiệt điện được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Ptr : Giá trần bản
chào của tổ máy nhiệt điện (đồng/kWh);
KDC: Hệ số
điều chỉnh giá trần theo kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện. Đối với tổ máy
nhiệt điện chạy KDC = 2%; tổ máy nhiệt điện chạy lưng KDC
= 5%; tổ máy nhiệt điện chạy đỉnh KDC = 20%;
: Giá biến đổi (bao gồm cả giá vận
chuyển nhiên liệu chính) cho năm N theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác của
nhà máy điện (đồng/kWh);
b) Giá biến đổi (bao gồm cả giá vận
chuyển nhiên liệu chính) dùng để tính giá trần bản chào là giá biến đổi dự kiến
cho năm N do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện.
3. Giá sàn của các tổ máy nhiệt điện
theo quy định tại Khoản 3 Điều 10 Thông tư này.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm công bố giới hạn chào giá đã được phê duyệt của các
tổ máy nhiệt điện theo lịch vận hành thị trường điện theo quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.
Điều 23. Xác định giá
trần thị trường điện
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán các phương án giá trần thị trường điện, ít
nhất là 03 phương án.
2. Giá trần thị trường điện cho năm N
được xác định theo nguyên tắc:
a) Không thấp hơn chi phí biến đổi của
các tổ máy nhiệt điện chạy nền và chạy lưng trực tiếp chào giá trên thị trường
điện;
b) Không cao hơn 115% giá trần bản chào
cao nhất trong các tổ máy nhiệt điện chạy nền hoặc chạy lưng trực tiếp
chào giá trên thị trường điện.
Điều 24. Lựa chọn Nhà
máy điện mới tốt nhất
1. Nhà máy điện mới tốt nhất cho năm N
là nhà máy điện tham gia thị trường điện đáp ứng đủ các tiêu chí sau:
a) Bắt đầu vận hành thương mại và phát
điện toàn bộ công suất đặt trong năm N-1 trừ trường hợp theo quy định tại Khoản 3 Điều
này;
b) Là nhà máy điện chạy nền, được phân
loại theo tiêu chí tại Khoản 3 Điều 21 Thông tư này;
c) Sử dụng công nghệ nhiệt điện than
hoặc tua-bin khí chu trình hỗn hợp;
d) Có chi phí phát điện toàn phần
trung bình cho 01 kWh là thấp nhất.
2. Đơn vị mua buôn duy nhất có trách
nhiệm lập danh sách các nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí tại Điểm a và Điểm c Khoản
1 Điều này và cung cấp các số liệu hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện này
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để xác định Nhà máy điện mới
tốt nhất. Các số liệu bao gồm:
a) Giá biến đổi cho năm N;
b) Giá cố định năm N được thỏa thuận
trong hợp đồng mua bán điện áp dụng cho thanh toán trong năm N;
c) Sản lượng điện năng thỏa thuận để
tính giá hợp đồng.
3. Trong trường hợp có ít hơn 03 nhà
máy điện đáp ứng các tiêu chí theo quy định tại Điểm a, Điểm b và Điểm c Khoản
1 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện bổ sung danh sách
các nhà máy mới đã lựa chọn cho năm N-1 để đảm bảo số lượng không ít hơn 03 nhà máy
và yêu cầu Đơn vị mua buôn duy nhất cập nhật, cung cấp lại các số liệu theo quy
định tại Khoản 2 Điều này để tính toán, lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất cho
năm N.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán giá phát điện toàn phần trung bình cho 01
kWh cho các nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại Điểm a, Điểm b và Điểm
c Khoản 1 Điều này theo công thức sau:
PTPTB: Giá phát điện toàn
phần trung bình cho 01 kWh trong năm N của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Giá cố định cho năm N theo hợp đồng
mua bán điện dạng sai khác của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Giá biến đổi cho năm N theo hợp đồng
mua bán điện dạng sai khác của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Sản lượng điện năng thỏa thuận để
tính giá hợp đồng cho năm N của nhà máy điện (kWh);
: Sản lượng điện năng dự kiến trong
năm N của nhà máy điện xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp
lập lịch có ràng buộc (kWh).
5. Danh sách các nhà máy điện mới tốt
nhất được sắp xếp theo thứ tự chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh
từ thấp đến cao. Nhà máy điện mới tốt nhất lựa chọn cho năm N là nhà máy điện
có chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh thấp nhất theo kết quả
tính toán tại Khoản 4 Điều này.
Điều 25. Nguyên tắc
xác định giá công suất thị trường
1. Đảm bảo cho Nhà máy điện mới tốt nhất
thu hồi đủ chi phí phát điện khi tham gia thị trường điện.
2. Giá công suất thị trường tỷ lệ với
phụ tải dự báo của hệ thống điện quốc gia cho chu kỳ giao dịch.
Điều 26. Trình tự xác
định giá công suất thị trường
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm xác định giá công suất thị trường theo trình tự sau:
1. Xác định chi phí thiếu hụt năm của
Nhà máy điện mới tốt nhất
a) Xác định doanh thu dự kiến trên thị
trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N theo công thức sau:
Trong đó:
RTTD: Doanh thu dự kiến
qua giá điện năng thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch i trong năm N;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong năm N;
SMPi: Giá điện năng thị trường
dự kiến của chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định từ mô hình mô phỏng thị trường
điện theo phương pháp lập lịch không ràng buộc (đồng/kWh);
: Sản lượng dự kiến tại vị trí đo đếm
của Nhà máy điện mới tốt nhất tại
chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo
phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh).
b) Xác định tổng chi phí phát điện năm
của Nhà máy điện mới tốt nhất theo công thức sau:
Trong đó:
TCBNE: Chi phí phát điện
năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);
PBNE: Giá phát điện toàn
phần trung bình cho 01 kWh của Nhà máy điện mới tốt nhất xác định theo quy định
tại Khoản 4 Điều 24 Thông tư này (đồng/kWh);
: Sản lượng dự kiến tại vị trí đo đếm
của Nhà máy điện mới tốt nhất tại chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định từ mô
hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh);
i: Chu kỳ giao dịch i trong năm N;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong năm N.
c) Chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy
điện mới tốt nhất được xác định theo công thức sau:
AS = TCBNE
- RTTD
Trong đó:
AS: Chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy
điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);
TCBNE: Tổng chi phí phát
điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N xác định tại Điểm b Khoản này
(đồng);
RTTD: Doanh thu dự kiến
qua giá điện năng thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N xác định
theo quy định tại Điểm a Khoản này (đồng).
d) Trong trường hợp khi tính toán chi
phí thiếu hụt năm có giá trị âm với phương án giá trần thị trường điện thấp nhất,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện báo cáo Cục Điều tiết điện lực để lựa
chọn nhà máy điện mới tốt nhất tiếp theo trong danh sách các nhà máy điện mới
theo quy định tại Điều 24 Thông tư này và tiến hành tính
toán lại hoặc xem xét lại danh sách các nhà máy tham gia thị trường điện để xác định giá
trần thị trường điện cho hợp lý.
2. Xác định chi phí thiếu hụt tháng
Chi phí thiếu hụt tháng của Nhà máy điện
mới tốt nhất được xác định bằng cách phân bổ chi phí thiếu hụt năm vào các
tháng trong năm N theo công thức sau:
Trong đó:
t: Tháng t trong năm N;
MS: Chi phí thiếu hụt tháng t của Nhà
máy điện mới tốt nhất (đồng);
AS: Chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy
điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);
: Công suất phụ tải đỉnh trong tháng t
(MW).
3. Xác định giá công suất thị trường
cho chu kỳ giao dịch
a) Xác định công suất khả dụng trung
bình trong năm của Nhà máy điện mới tốt nhất theo công thức sau:
Trong đó:
: Công suất khả dụng trung bình trong
năm N của Nhà máy điện mới tốt nhất (kW);
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong năm
N;
i: Chu kỳ giao dịch trong đó Nhà máy
điện mới tốt nhất dự kiến được huy động;
: Công suất huy động dự kiến của Nhà
máy điện mới tốt nhất trong chu kỳ giao dịch i của năm N theo mô hình mô phỏng
thị trường điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc được quy đổi về vị trí
đo đếm (kW).
b) Xác định giá công suất thị trường
cho từng chu kỳ giao dịch trong năm tới theo công thức sau:
Trong đó:
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong
tháng t;
i: Chu kỳ giao dịch i trong tháng t;
: Giá công suất thị trường của chu kỳ
giao dịch i (đồng/kW);
: Công suất khả dụng trung bình trong
năm N của Nhà
máy điện mới tốt nhất (kW);
MSt: Chi phí thiếu hụt
tháng t của Nhà máy điện mới tốt nhất (đồng);
c) 
: Phụ tải hệ thống dự báo của chu kỳ
giao dịch i theo biểu đồ phụ tải ngày điển hình dự báo của tháng t theo quy định
tại Điều 19 Thông tư này (MW).
Điều 27. Xác định tổng
sản lượng hợp đồng năm
Tổng sản lượng hợp đồng năm của nhà
máy điện được xác định theo các bước sau:
1. Lập kế hoạch vận hành hệ thống điện
năm tới theo phương pháp lập lịch
có ràng buộc. Thông số đầu vào sử dụng trong lập kế hoạch vận hành hệ thống điện
năm tới là giá biến đổi của các nhà máy nhiệt điện, các đặc tính thủy văn và
thông số kỹ thuật của nhà máy điện.
2. Tính toán tổng sản lượng kế hoạch
năm của nhà máy điện theo công thức sau:
AGO = EGO nếu a x GO ≤ EGO ≤ b x GO
AGO = a x GO nếu EGO < a x GO
AGO = b x GO nếu EGO > b x GO
Trong đó:
AGO: Tổng sản lượng kế
hoạch năm N của nhà máy điện (kWh);
EGO: Sản lượng dự kiến
năm N của nhà máy điện xác định từ kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới được
quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);
GO: Sản lượng điện năng
phát bình quân nhiều năm của nhà máy điện được quy định trong hợp đồng mua bán
điện (kWh);
a, b: Hệ số hiệu chỉnh sản
lượng năm được xác định theo Quy định về phương pháp xây dựng giá phát điện;
trình tự, thủ tục kiểm tra hợp đồng mua bán điện do Bộ Công Thương ban hành.
3. Tính toán tổng sản lượng hợp đồng
năm của nhà máy điện theo công thức sau:
Qc
=
α x AGO
Trong đó:
Qc: Tổng sản lượng hợp đồng
năm N (kWh);
AGO: Sản lượng kế hoạch năm N của nhà
máy điện (kWh);
α: Tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng áp
dụng cho năm N (%) được xác định theo quy định tại Khoản 5 Điều
15 Thông tư này.
Điều 28. Xác định sản
lượng hợp đồng tháng
Sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy
nhiệt điện và thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần được xác định trong
quá trình lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới, bao gồm các bước sau:
1. Sử dụng mô hình mô phỏng thị trường
theo quy định tại Khoản 2 Điều 17 Thông tư này theo phương
pháp lập lịch có ràng buộc để xác định sản lượng dự kiến từng tháng của nhà máy điện.
2. Xác định sản lượng hợp đồng tháng
theo công thức sau:
Trong đó:
: Sản lượng hợp đồng tháng t của nhà
máy điện (kWh);
Qc: Tổng sản lượng hợp đồng
năm của nhà máy điện (kWh);
: Sản lượng dự kiến trong tháng t của
nhà máy điện xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch
có ràng buộc (kWh).
3. Đối với các nhà máy điện mới dự kiến
tham gia thị trường điện trong năm N và không đủ căn cứ tính toán phân bổ sản
lượng hợp đồng trong kế hoạch vận hành thị trường điện năm, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán sản lượng hợp đồng tháng
cho nhà máy điện tính từ thời điểm tham gia thị trường điện đến hết năm N, báo
cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam và trình Cục Điều tiết điện lực phê
duyệt. Phương pháp tính toán cụ thể như sau:
Trong đó:
Qc : Sản lượng hợp đồng
tháng t của nhà máy điện (kWh);
α: Tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá
hợp đồng áp dụng cho năm N (%) được xác định theo quy định tại Khoản
5 Điều 15 Thông tư này;
: Sản lượng kế hoạch theo phương thức
vận hành hệ thống điện cập nhật tháng t và các tháng còn lại năm N của nhà máy
điện và được quy đổi về điểm giao nhận (kWh).
Điều 29. Trách nhiệm
xác định và ký kết sản lượng hợp đồng năm và tháng
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm:
a) Tính toán sản lượng hợp đồng năm,
tháng của các đơn vị phát điện theo quy định tại Điều 27 và Điều
28 Thông tư này;
b) Công bố trên cổng thông tin điện tử
thị trường điện số liệu đầu vào phục vụ tính toán và kết quả tính toán sản lượng
hợp đồng năm, tháng cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện trực
tiếp giao dịch để kiểm tra trước ngày 15 tháng 11 hàng năm.
2. Đơn vị mua buôn duy nhất có trách
nhiệm:
a) Cung cấp các số liệu cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện để tính toán sản lượng hợp đồng năm,
tháng;
b) Kiểm tra và phối hợp với Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện để xử lý các sai lệch trong kết quả tính
toán sản lượng hợp đồng năm, tháng trước ngày 25 tháng 11 hàng năm;
c) Ký xác nhận với Đơn vị phát điện về
sản lượng hợp đồng năm, tháng theo kết quả tính toán.
3. Các đơn vị phát điện trực tiếp giao
dịch có trách nhiệm:
a) Cung cấp các số liệu cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị mua buôn duy nhất để tính toán
sản lượng hợp đồng năm, tháng;
b) Kiểm tra và phối hợp với Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện để xử lý các sai lệch trong kết quả tính toán sản
lượng hợp đồng năm, tháng trước ngày 25 tháng 11 hàng năm;
c) Ký xác nhận với Đơn vị mua buôn duy
nhất về sản lượng hợp đồng năm, tháng theo kết quả tính toán theo kết quả tính
toán.
Điều 30. Xác định giá
phát điện bình quân dự kiến cho năm N
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán giá phát điện bình quân dự kiến cho năm N
và mức độ thay đổi của giá
phát điện bình quân dự kiến so với năm N-1.
2. Giá phát điện bình quân hàng năm được
tính toán theo công thức sau:
Trong đó:
j: Nhà máy phát điện j của Đơn vị phát
điện trực tiếp giao dịch;
J: Tổng số nhà máy điện của các đơn vị
phát điện trực tiếp giao dịch;
PPDTB: Giá phát điện bình quân toàn
hệ thống trong năm N (đồng/kWh);
PTTTB : Giá thị
trường điện toàn phần bình quân năm N theo quy định tại Khoản 4 Điều này (đồng/kWh);
QHT: Tổng sản lượng điện
năng năm N của toàn hệ thống được Bộ Công Thương phê duyệt (kWh);
: Tổng
sản lượng điện năng năm N của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch được Bộ
Công Thương phê duyệt (kWh);
: Tổng
sản lượng điện năng trong hợp đồng mua bán điện dạng sai khác năm N nhà máy điện
j (kWh);
:
Giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác năm N của nhà máy điện j (kWh);
CBOT: Tổng chi
phí mua điện từ các nhà máy điện BOT năm N (đồng);
CSMHP: Tổng chi
phí mua điện từ các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong năm N (đồng);
CDVPT: Tổng chi phí mua dịch
vụ phụ trợ trong năm N (đồng).
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm thu thập các thông tin về chi phí của các nhà máy điện
BOT, các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu và các nhà máy điện cung cấp
dịch vụ phụ trợ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam để tính toán giá phát điện bình
quân hàng năm theo quy định tại Khoản 2 Điều này.
4. Giá thị trường điện toàn phần bình
quân được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch i trong năm N;
I: Tổng chu kỳ giao dịch trong năm N;
PTTTB : Giá thị
trường điện toàn phần bình quân năm N (đồng/kWh);
: Sản
lượng dự kiến phát vào thị trường của tất cả các nhà máy điện tham gia thị trường
trong chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường có ràng buộc
(kWh);
SMPi: Giá điện năng thị
trường dự kiến của chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường
điện không ràng buộc (đồng/kWh);
CANi: Giá công suất thị
trường của chu kỳ giao dịch i (đồng/kW).
Điều 31. Công bố kế
hoạch vận hành thị trường điện năm tới
1. Sau khi kế hoạch vận hành thị trường
điện năm tới được phê duyệt theo quy định tại Điều 17 Thông tư
này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công
bố trên trang thông tin điện tử thị trường điện các thông tin về các số liệu đầu
vào và các kết quả lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới cho các thành
viên thị trường điện.
2. Các thông tin về kế hoạch vận hành
thị trường điện năm tới được công bố bao gồm:
a) Các kết quả tính toán kế hoạch vận
hành năm tới, bao gồm:
- Giá điện năng thị trường dự kiến;
- Kết quả lựa chọn Nhà máy điện mới tốt
nhất;
- Giá công suất thị trường hàng giờ;
- Mức trần của giá điện năng thị trường;
- Phân loại tổ máy nhiệt điện;
- Sản lượng hợp đồng năm và sản lượng
hợp đồng phân bổ vào các tháng của các nhà máy điện.
b) Các thông số đầu vào phục vụ tính
toán lập kế hoạch vận hành thị trường năm, bao gồm:
- Phụ tải dự báo năm từng miền Bắc,
Trung, Nam và cho toàn hệ thống điện quốc gia trong từng chu kỳ giao dịch;
- Các số liệu thủy văn của các hồ chứa
thủy điện được dùng để tính toán mô phỏng thị trường điện;
- Tiến độ đưa các nhà máy điện mới vào
vận hành;
- Các thông số kỹ thuật về lưới điện
truyền tải;
- Biểu đồ xuất, nhập khẩu điện dự kiến;
- Lịch bảo dưỡng, sửa chữa năm của các
nhà máy điện, lưới điện truyền tải và nguồn cấp khí lớn.
3. Thông tin về kế hoạch vận hành thị
trường điện năm tới chỉ công bố cho đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch sở hữu
nhà máy điện có
liên quan trực tiếp đến
các thông tin này, bao gồm:
a) Sản lượng phát điện dự kiến trong
mô phỏng thị trường điện của nhà máy điện cho từng chu kỳ giao dịch;
b) Giá trị nước của nhà máy thủy điện;
c) Số liệu về giá biến đổi của nhà máy
nhiệt điện được dùng trong tính toán mô phỏng.
Mục 2. KẾ HOẠCH VẬN
HÀNH THÁNG TỚI
Điều 32. Dự báo phụ tải
cho lập kế hoạch vận hành tháng tới
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm dự báo phụ tải để phục vụ lập kế hoạch vận hành
tháng tới theo phương pháp quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ
Công Thương ban hành, số liệu dự báo phụ tải phục vụ lập kế hoạch vận hành
tháng tới bao gồm:
1. Tổng nhu cầu phụ tải hệ thống điện
quốc gia và phụ tải từng miền Bắc, Trung, Nam cho cả tháng và từng tuần trong
tháng.
2. Biểu đồ phụ tải các ngày điển hình
từng miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống điện quốc gia cho các tuần trong
tháng.
Điều 33. Tính toán
giá trị nước
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán giá trị nước cho các tuần trong tháng tới.
Kết quả tính toán giá trị nước được sử dụng để lập kế hoạch vận hành tháng tới
bao gồm:
1. Sản lượng dự kiến của các nhà máy
thủy điện chiến lược đa mục
tiêu.
2. Giá trị nước của nhà máy thủy điện
trong nhóm thủy điện bậc thang.
3. Giá trị nước của các nhà máy thủy
điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần.
4. Mức nước tối ưu từng tuần trong
tháng của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần.
Điều 34. Phân loại tổ
máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh tháng tới
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm phân loại các tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh
trong tháng tới theo Quy trình phân loại tổ máy và tính giá trần bản chào hàng
tháng của nhà máy nhiệt điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định hệ số
tải trung bình tháng của các tổ máy phát điện trong tháng tới.
3. Căn cứ hệ số tải trung
bình tháng từ kết quả mô phỏng, các tổ máy được phân loại thành 03 nhóm sau:
a) Nhóm tổ máy chạy nền bao gồm các tổ
máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng lớn hơn hoặc bằng 70%;
b) Nhóm tổ máy chạy lưng bao gồm các tổ
máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng lớn hơn 25% và nhỏ hơn 70%;
c) Nhóm tổ máy chạy đỉnh bao gồm các tổ
máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng nhỏ hơn hoặc bằng 25%.
Điều 35. Điều chỉnh
giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán và điều chỉnh giá trần bản chào các tổ máy
nhiệt điện trong tháng tới theo phương pháp quy định tại Điều
22 Thông tư này trong đó có cập nhật các yếu tố ảnh hưởng đến giá biến đổi
của tháng M theo phương pháp được thỏa thuận trong hợp đồng và căn cứ theo:
a) Giá nhiên liệu (chính, phụ, đá vôi,
vận chuyển nhiên liệu chính) tháng tới được xác định theo thứ tự ưu tiên như
sau:
- Giá nhiên liệu áp dụng cho tháng tới
được cơ quan có thẩm quyền công bố hoặc hướng dẫn xác định;
- Giá nhiên liệu áp dụng cho tháng tới
trong hợp đồng mua bán nhiên liệu;
- Giá nhiên liệu theo hồ sơ thanh toán
tiền điện của tháng gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch tháng tới. Trường hợp
tại thời điểm lập kế hoạch tháng tới chưa có hồ sơ thanh toán tiền điện với giá
nhiên liệu tính đủ của tháng gần nhất (hồ sơ thanh toán chưa tính đủ giá nhiên
liệu theo hợp đồng mua bán nhiên liệu), có thể sử dụng giá nhiên liệu bình quân
tháng tính trên cơ sở các hóa đơn theo quy định của hợp đồng mua bán nhiên liệu;
- Đối với Nhà máy nhiệt điện sử dụng
than nhập khẩu, giá nhiên liệu tháng tới là giá nhiên liệu theo hồ sơ thanh
toán của tháng gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch tháng tới. Trong trường hợp
tại thời điểm lập kế hoạch tháng tới chưa có hồ sơ thanh toán tiền điện với giá
nhiên liệu tính đủ của tháng gần nhất (hồ sơ thanh toán chưa tính đủ giá nhiên
liệu tháng theo các hợp đồng mua bán than nhập khẩu), có thể sử dụng giá nhiên
liệu bình quân tháng tính trên cơ sở các hóa đơn tại cảng xếp theo quy định của
các Hợp đồng mua bán than nhập khẩu.
b) Giá biến đổi (đã bao gồm giá vận
chuyển nhiên liệu chính) trong tháng tới của các nhà máy nhiệt điện.
Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm
cập nhật các thay đổi về giá biến đổi của các nhà máy nhiệt điện và cung cấp
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
c) Kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện
cho tháng tới theo quy định tại Điều 34 Thông tư này.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm công bố giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện
trong tháng tới theo lịch vận hành thị trường điện theo quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.
Điều 36. Điều chỉnh sản
lượng hợp đồng tháng
1. Sản lượng hợp đồng tháng được phép điều
chỉnh trong trường hợp lịch bảo dưỡng sửa chữa của nhà máy trong tháng M bị
thay đổi so với kế hoạch vận hành năm do:
a) Yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện không phải do các
nguyên nhân của nhà máy;
b) Yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm
quyền và được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thống nhất căn cứ
vào điều kiện vận hành thực tế của hệ thống.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng trong trường hợp
quy định tại Khoản 1 Điều này theo nguyên tắc sau; Dịch chuyển giữa các tháng
phần sản lượng Qc tương ứng với thời gian sửa chữa bị dịch chuyển, đảm bảo tổng
Qc năm có điều chỉnh là không đổi theo hướng dẫn tại Quy trình điều chỉnh sản
lượng hợp đồng do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Trường hợp nhà máy bị thay đổi lịch bảo
dưỡng sửa chữa vào tháng cuối năm thì không dịch chuyển sản lượng Qc tương ứng
với thời gian sửa chữa của tháng này vào năm tiếp theo.
3. Sản lượng hợp đồng tháng của nhà
máy thủy điện có hồ điều tiết trên 01 tuần được phép điều chỉnh trong trường hợp
thủy văn thực tế của các nhà máy thủy điện khác biệt lớn so với dự báo thủy văn
sử dụng trong tính toán lập kế hoạch, nguyên tắc điều chỉnh như sau:
a) Thực hiện điều chỉnh trong trường hợp
lưu lượng nước về bình quân, sản lượng phát của nhà máy điện từ ngày 01 tháng
01 năm N đến ngày 20 hàng tháng và mức nước thượng lưu đầu kỳ dự kiến của tháng
tới chênh lệch so với lưu lượng nước về, sản lượng hợp đồng lũy kế và mức nước
hồ đầu tháng tính toán trong kế hoạch năm có khác biệt lớn;
b) Chỉ thực hiện điều chỉnh tăng sản
lượng hợp đồng của nhà máy thủy điện trong trường hợp tổng sản lượng hợp đồng
tháng của các nhà máy điện tham gia thị trường điện theo kế hoạch vận hành năm
thấp hơn 95% tổng sản lượng dự kiến phát (quy đổi về điểm giao nhận) của các
nhà máy điện theo kế hoạch vận hành tháng.
4. Đơn vị phát điện, Đơn vị mua buôn
duy nhất có trách nhiệm phối hợp xác nhận với Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện và báo cáo Cục Điều tiết điện lực để xem xét điều chỉnh cho tháng kế tiếp
đối với trường hợp quy định tại Khoản 3 Điều này theo hướng dẫn tại Quy trình điều
chỉnh sản lượng hợp đồng do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
5. Trong trường hợp sản lượng khả dụng
tháng M+1 được duyệt của
nhà máy điện không đảm bảo sản lượng hợp đồng tháng thì sản lượng hợp đồng
tháng được điều chỉnh bằng sản lượng khả dụng tháng đó và phần sản lượng thiếu
hụt do điều chỉnh được phân bổ vào các tháng cuối năm N theo tỷ lệ sản lượng hợp
đồng tháng đã được Cục Điều tiết điện lực phê duyệt và không vượt quá sản lượng
khả dụng.
Điều 37. Xác định sản
lượng hợp đồng giờ
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm xác định sản lượng hợp đồng giờ trong tháng tới cho
nhà máy điện theo các bước sau:
1. Sử dụng mô hình mô phỏng thị trường
theo quy định tại Khoản 2 Điều 17 Thông tư này để xác định
sản lượng dự kiến từng giờ trong tháng của nhà máy điện theo phương pháp lập lịch
có ràng buộc.
2. Xác định sản lượng hợp đồng giờ
theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong tháng;
I: Tổng số chu kỳ trong tháng;
: Sản
lượng hợp đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản
lượng dự kiến phát của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i xác định từ mô
hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh);
: Sản
lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện được xác định theo Điều
28 Thông tư này (kWh).
3. Trường hợp sản lượng hợp đồng của
nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn sản lượng phát lớn nhất của nhà máy
điện thì sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó được điều chỉnh bằng sản
lượng phát lớn nhất của nhà máy điện. Sản lượng phát lớn nhất của nhà máy trong
chu kỳ giao dịch tương ứng với sản lượng trong một giờ tính theo công suất công
bố trong bản chào giá mặc định tháng tới do Đơn vị phát điện gửi cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định tại Điểm a Khoản 3 Điều 47 Thông tư này.
4. Trường hợp sản lượng hợp đồng của
nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn 0 MW và nhỏ hơn công suất
phát ổn định thấp nhất (Pmin) của nhà máy điện thì sản lượng hợp đồng trong chu
kỳ giao dịch đó được điều chỉnh bằng công suất phát ổn định thấp nhất của nhà
máy điện. Công suất phát ổn định thấp nhất (Pmin) của nhà máy điện được xác định
bằng công suất phát ổn định thấp nhất của 01 tổ máy của nhà máy điện được lập lịch
huy động trong mô hình mô phỏng thị trường điện của chu kỳ đó.
Trường hợp sản lượng hợp đồng của các
nhà máy thủy điện nhỏ hơn công suất phát ổn định thấp nhất thì có thể điều chỉnh
bằng 0 MW hoặc bằng công suất phát ổn định thấp nhất.
5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm phân bổ tổng sản lượng chênh lệch do việc điều chỉnh
sản lượng hợp đồng giờ theo quy định tại Khoản 3 và Khoản 4 Điều này vào các giờ
khác trong tháng trên nguyên tắc đảm bảo sản lượng hợp đồng tháng không đổi và
tuân thủ theo quy định tại Quy trình lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần tới
do Cục Điều tiết điện lực ban
hành.
6. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm công bố qua cổng thông tin điện tử thị trường điện số
liệu đầu vào phục vụ tính toán và kết quả tính toán sản lượng hợp đồng giờ sơ bộ
trong tháng cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch
trước ngày 23 hàng tháng. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện có trách
nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kiểm tra
các sai lệch trong kết quả tính toán sản lượng hợp đồng giờ tháng tới trước
ngày 25 hàng tháng. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm gửi kết quả tính toán sản lượng hợp đồng giờ chính thức trong tháng cho
Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch theo lịch vận
hành thị trường điện theo quy định tại Phụ lục 1 Thông
tư này.
7. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị
phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận sản lượng hợp đồng
tháng được điều chỉnh theo Điều 36 Thông tư này và sản lượng
hợp đồng giờ theo kết quả tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện.
Điều 38. Điều chỉnh sản
lượng hợp đồng giờ
1. Các trường hợp xem xét điều chỉnh sản
lượng hợp đồng giờ (Qc giờ):
a) Trường hợp sự cố ngừng lò hơi của tổ
máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi hoặc sự cố ngừng tổ máy của nhà
máy điện;
b) Trường hợp lò hơi của tổ máy nhiệt
điện than có nhiều lò hơi hoặc tổ máy của nhà máy điện kéo dài thời gian sửa chữa
so với kế hoạch đã được phê duyệt và được đưa vào tính sản lượng hợp đồng giờ.
2. Trong trường hợp có đủ căn cứ xác
nhận trường hợp quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này, thực hiện điều chỉnh sản
lượng hợp đồng giờ theo nguyên tắc sau:
a) Trường hợp thời gian sự cố nhỏ hơn
hoặc bằng 72 giờ (tương đương 72 chu kỳ giao dịch): Không điều chỉnh sản lượng
hợp đồng (Qc) của nhà máy điện này;
b) Trường hợp thời gian sự cố lớn hơn 72
giờ:
- Trong giai đoạn từ thời điểm sự cố đến
chu kỳ giao dịch thứ 72: Giữ nguyên sản lượng hợp đồng (Qc) đã phân bổ cho nhà
máy điện;
- Trong giai đoạn từ chu kỳ giao dịch
thứ 73 đến khi tổ máy khắc phục sự cố và khả dụng:
+ Trường hợp sản lượng phát thực tế tại
điểm giao nhận (Qmq) của nhà máy nhỏ hơn sản lượng hợp đồng (Qc) nhà máy trong
giai đoạn này, thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ bằng sản lượng Qmq của
nhà máy điện;
+ Trường hợp Qmq của nhà máy điện lớn
hơn hoặc bằng Qc nhà máy
điện trong giai đoạn này, không điều chỉnh Qc nhà máy điện.
3. Trong trường hợp có đủ căn cứ xác
nhận trường hợp quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này, thực hiện điều chỉnh sản
lượng hợp đồng giờ trong các chu kỳ sửa chữa kéo dài theo nguyên tắc: Nếu có
chu kỳ mà sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận (Qmq) của nhà máy nhỏ hơn
Qc của nhà máy thì điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ tại các chu kỳ đó bằng sản
lượng Qmq của nhà máy điện.
4. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch
có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
xác nhận các sự kiện theo quy định tại Khoản 1 Điều này theo quy định tại Quy
trình phối hợp xác nhận các sự kiện phục vụ các khoản thanh toán trên thị trường
do Cục Điều tiết điện lực ban
hành và gửi cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch
để làm cơ sở điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ của nhà máy điện. Đối với trường
hợp xác nhận trường hợp sự cố lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò
hơi:
a) Trường hợp có đủ dữ liệu từ hệ thống
điều khiển phân tán (hệ thống DCS) hoặc các hệ thống điều khiển tương đương
khác cho sự kiện này: Thực hiện xác nhận sự kiện căn cứ theo các dữ liệu này;
b) Trường hợp không có dữ liệu từ hệ
thống điều khiển phân tán (hệ thống DCS) hoặc các hệ thống điều khiển tương
đương khác: Sử dụng các thông tin, dữ liệu từ các nguồn số liệu khác cho từng
trường hợp cụ thể theo quy định tại Quy trình phối hợp xác nhận các sự kiện phục
vụ các khoản thanh toán trên thị trường do Cục Điều tiết điện lực ban
hành để thực hiện xác nhận sự kiện.
5. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị
phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận lại sản lượng hợp đồng
tháng và sản lượng hợp đồng giờ của nhà máy đã được điều chỉnh theo quy định tại
Khoản 1, Khoản 2 và Khoản 3 Điều này.
Mục 3. KẾ HOẠCH VẬN
HÀNH TUẦN TỚI
Điều 39. Giá trị nước
tuần tới
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm cập nhật số liệu phụ tải dự báo, thủy văn và các số
liệu có liên quan để tính toán giá trị nước tuần tới.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm cập nhật thông tin, tính toán lại giá trị nước cho
tuần tới và công bố các kết quả sau:
a) Giá trị nước và sản lượng dự kiến
hàng giờ của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;
b) Giá trị nước của các nhóm nhà máy
thủy điện bậc thang, các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần;
c) Sản lượng dự kiến hàng giờ của các
nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày;
d) Mức nước giới hạn tuần của các hồ
chứa thủy điện có khả năng điều tiết trên 01 tuần theo quy định tại Quy trình
thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết
điện lực ban
hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương
ban hành.
Điều 40. Xác định sản
lượng hợp đồng của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01
tuần
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố sản lượng hợp đồng tuần và phân
bổ sản lượng hợp đồng tuần cho từng chu kỳ giao dịch trong tuần của các nhà
máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần theo quy định tại Quy
trình lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần tới do Cục Điều tiết điện lực ban
hành.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm gửi sản lượng hợp đồng tuần của các nhà máy thủy điện
có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn
vị phát điện. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện có trách nhiệm ký
xác nhận sản lượng hợp đồng hàng tuần của nhà máy làm cơ sở để thanh toán tiền
điện.
Điều 41. Giới hạn giá
chào của nhà máy thủy điện
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 được
công bố theo quy định tại Khoản 2 Điều 39 Thông tư này, cụ
thể như sau:
a) Giá sàn bản chào bằng 0 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 thủy 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 đồng/kWh;
b) Giá trần bản chào bằng giá trị lớn
nhất của:
- Giá trị nước cao nhất của các nhà
máy thủy 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 thủy điện tham gia thị trường tuần tới cho các nhà máy thủy điện có hồ
chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần.
3. Trường hợp hồ chứa của nhà máy thủy
điện vi phạm mức nước giới hạn tuần thứ nhất, giá trần bản chào của nhà máy thủy
điện này áp dụng cho tuần tiếp theo bằng giá biến đổi của tổ máy nhiệt điện chạy
dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện. Khi đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn
tuần, nhà máy tiếp tục áp dụng giá trần bản chào theo quy định tại Khoản 1 hoặc
Khoản 2 điều này từ thứ Ba hàng tuần. Hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá biến đổi của tổ máy nhiệt điện dầu
DO đắt nhất trong hệ thống điện.
4. Trường hợp nhà máy thủy điện đặt tại
miền có dự phòng điện năng thấp hơn 5% được công bố theo Quy trình thực hiện
đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban
hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương
ban hành thì giá trần bản chào của các nhà máy thủy điện trong miền này của tuần
đánh giá bằng giá biến đổi của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống
điện. Khi dự phòng điện năng của miền bằng hoặc cao hơn 5% các nhà máy trong miền
này tiếp tục áp dụng giá trần bản chào theo quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều
này.
5. Nhà máy thủy điện tham gia thị trường
điện có trách nhiệm chào giá đáp ứng các yêu cầu sau:
a) Tuân thủ các quy định về giá trần bản
chào và giá sàn bản chào tại Khoản 1, Khoản 2, Khoản 3 và Khoản 4 Điều này;
b) Các yêu cầu về ràng buộc nhu cầu sử
dụng nước phía hạ du và các ràng buộc về thủy văn khác.
Chương V
VẬN
HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Mục 1. VẬN HÀNH THỊ
TRƯỜNG ĐIỆN NGÀY TỚI
Điều 42. Thông tin
cho vận hành thị trường điện ngày tới
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:
1. Biểu đồ dự báo phụ tải ngày D của
toàn hệ thống điện quốc gia và từng miền Bắc, Trung, Nam.
2. Sản lượng dự kiến trong từng chu kỳ
giao dịch của ngày tới của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục
tiêu, nhà máy điện BOT, các nhà máy điện không trực tiếp chào giá trên thị trường
điện.
3. Tổng sản lượng khí dự kiến ngày tới
của các nhà máy nhiệt điện khí sử dụng chung một nguồn khí.
4. Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập
khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
5. Các kết quả đánh giá an ninh hệ thống
ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ
Công Thương ban hành.
6. Sản lượng dự kiến của các nhà máy
thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trong từng chu kỳ giao dịch của
ngày tới.
Điều 43. Bản chào giá
Bản chào giá theo quy định tại Phụ lục 3 Thông tư này và phải tuân thủ các nguyên tắc
sau:
1. Có tối đa 05 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 là
03 MW;
4. 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 thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều
tiết điện lực ban
hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương
ban hành trừ trường hợp dừng máy sửa chữa đột xuất hoặc sự cố kỹ thuật bất khả
kháng. Nhà máy có trách nhiệm cập nhập công suất công bố khi 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 nhà 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. Đối với những nhà máy thủy
điện có khả năng điều tiết trên 02 ngày thì dải công suất chào cuối cùng phải bằng
công suất công bố.
8. Đơn vị của giá chào là đồng/kWh, với
số thập phân nhỏ nhất là 0,1.
9. Giá chào trong khoảng từ giá sàn đến
giá trần của tổ máy và không giảm theo chiều tăng của công suất chào.
Điều 44. Sửa đổi bản
chào giá
1. Các trường hợp được sửa đổi bản
chào giá
Bản chào giá sửa đổi của Đơn vị chào
giá được áp dụng trong các trường hợp sau đây:
a) Tổ máy nhiệt điện đang trong quá
trình khởi động, hòa lưới hoặc ngừng máy: Đơn vị chào giá cho nhà máy nhiệt điện
được sửa đổi tăng hoặc giảm công suất và nộp lại bản chào giá cho tổ máy nhiệt
điện này;
b) Tổ máy nhiệt điện hòa lưới sớm theo
yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện: Đơn vị chào giá
được sửa đổi tăng công suất công bố và nộp lại bản chào giá cho tổ máy nhiệt điện
này;
c) Tổ máy phát điện bị sự cố gây ngừng
máy hoặc giảm công suất khả dụng; hoặc 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
hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành: Đơn vị chào giá được sửa đổi
giảm công suất công bố và nộp lại bản chào giá cho tổ máy nhiệt điện
này;
d) Nhà máy thủy điện có hồ
chứa điều tiết dưới 02 ngày: Đơn vị chào giá được nộp bản chào giá sửa đổi phù
hợp với tình hình vận hành thực tế (trong trường hợp nước về hồ nhiều dẫn đến
phải xả hoặc mức nước hồ chứa về đến mức nước chết);
đ) Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết
từ 02 ngày trở lên: Đơn vị chào giá được sửa đổi bản chào giá trong các trường
hợp sau:
- Yêu cầu cấp nước hạ du trong ngày D
của nhà máy thủy điện theo quy định tại quy trình vận hành hồ chứa (hoặc liên hồ
chứa) hoặc văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền được xác định tại thời điểm
sau 11h30 ngày D-1;
- Mức nước hồ của nhà máy thủy điện vi
phạm mức nước theo quy định tại quy trình vận hành hồ chứa hoặc đến ngưỡng xả
tràn do lưu lượng nước về thực tế về hồ chứa trong ngày D cao nhiều hơn so với
dự báo;
- Nhà máy thủy điện không đáp ứng được
yêu cầu cấp nước hạ du trong ngày D theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền do tổ máy của nhà
máy điện bị sự cố trong ngày D.
2. Nguyên tắc sửa đổi bản chào giá
a) Đối với các trường hợp quy định tại
Điểm a, Điểm b và Điểm c Khoản 1 Điều này:
- Bản chào giá sửa đổi không được thay
đổi giá chào so với bản chào giá ngày tới của đơn vị chào giá đó;
- Bản chào giá sửa đổi không được thay
đổi công suất ở các mức công suất nhỏ hơn hoặc bằng công suất công bố cho giờ tới
trừ trường hợp vi phạm yêu cầu kỹ thuật của bản chào giá;
- Trong trường hợp quy định tại Điểm a
Khoản 1 Điều này: Bản chào giá sửa đổi của tổ máy nhiệt điện có 05 dải công suất
chào bằng nhau và bằng công suất dự kiến phát trong quá trình hòa lưới hoặc ngừng
máy;
- Trong trường hợp quy định tại Điểm b
Khoản 1 Điều này: Bản chào giá sửa đổi tăng công suất cho các chu
kỳ vận hành sớm trong ngày D của tổ máy nhiệt điện hòa lưới sớm, trừ các chu kỳ
quy định tại Điểm b Khoản này, là bản chào giá hợp lệ của chu kỳ gần nhất có
công suất công bố lớn hơn 0 (không) MW của tổ máy này.
b) Đối với các trường hợp quy định tại
Điểm đ Khoản 1 Điều này:
- Đơn vị phát điện chỉ được thay đổi mức
công suất trong các dải chào của bản chào giá ngày tới;
- Đơn vị phát điện gửi cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện (thông qua Hệ thống thông tin thị trường
điện) bản chào giá sửa đổi cho các chu kỳ giao dịch còn lại của ngày D, đồng thời
nêu rõ lý do và các thông tin, số liệu cần thiết làm căn cứ cho Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện xem xét chấp thuận việc sử dụng bản chào giá sửa
đổi;
- Bản chào giá sửa đổi phải tuân thủ
theo quy định tại Điều 43 Thông tư này.
3. Đơn vị chào giá được phép sửa đổi
và nộp lại bản chào giá ngày tới hoặc cho các chu kỳ giao dịch còn lại trong
ngày D cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ít nhất 45 phút trước
chu kỳ giao dịch có thay đổi bản chào giá.
4. Sau khi nhận được bản chào giá sửa
đổi của đơn vị chào giá, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện căn cứ
vào tình hình thực tế của hệ thống điện thực hiện kiểm tra, xác nhận tính hợp lệ
của bản chào giá sửa đổi:
a) Trường hợp bản chào giá sửa đổi
không hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
thông báo lý do cho Đơn vị phát điện;
b) Trường hợp bản chào giá hợp lệ
- Đối với các bản chào giá sửa đổi
tăng công suất (trừ trường hợp quy định tại Điểm d và Điểm đ Khoản 1 Điều này):
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng bản
chào giá sửa đổi này trong quá trình vận hành thị trường điện khi lịch công bố ngày tới, giờ
tới có cảnh báo thiếu công suất hoặc trong các trường hợp cần thiết để đảm bảo
an ninh cung cấp điện;
- Đối với các trường hợp còn lại: Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng bản chào
giá sửa đổi này trong quá trình vận hành thị trường điện.
Điều 45. Chào giá
nhóm nhà máy thủy điện bậc thang
1. Nhóm nhà máy thủy điện bậc thang có
trách nhiệm chào giá theo một bản chào giá chung cả nhóm và tuân thủ giới hạn
giá chào theo quy định tại Điều 41 Thông tư này.
2. Các nhà máy điện trong nhóm nhà máy
thủy điện bậc thang có trách nhiệm thỏa thuận và thống nhất 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 thủy điện bậc thang, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố biểu đồ huy động cho các
nhà máy thuộc nhóm này căn cứ theo kết quả tính toán giá trị nước của nhóm.
4. Đơn vị đại diện chào giá có trách
nhiệm tuân thủ các quy định về chào giá đối với tất cả các nhà máy điện trong
nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.
5. Trong trường hợp nhà máy thủy điện
thuộc nhóm nhà máy thủy điện bậc thang đề xuất tự chào giá, căn cứ theo đề xuất
của nhà máy thủy điện thuộc nhóm nhà máy thủy 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 thủy điện này.
6. Giá trị nước của nhóm nhà máy thủy
điện bậc thang là giá trị nước của hồ thủy điện lớn nhất trong bậc thang đó. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định hồ thủy điện
dùng để tính
toán giá trị nước cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang cùng với việc phân loại
các nhà máy thủy điện theo quy định tại Điều 18 Thông tư này.
7. Trường hợp nhóm nhà máy thủy 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 theo quy định tại Khoản 2 Điều 39 Thông tư này;
b) Khi sản lượng công bố của nhà máy
thủy điện đa mục tiêu trong nhóm bị điều chỉnh theo quy định tại Điều
56 Thông tư này, 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.
Điều 46. Chào giá nhà
máy thủy điện khác
1. Nhà máy thủy điện khác có hồ chứa điều
tiết từ 02 ngày trở lên chào giá trên thị trường và tuân thủ giới hạn giá chào
theo quy định tại Điều 41 Thông tư này.
2. Nhà máy thủy điện khác 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 giá của nhà máy này được quy định
như sau:
a) Giá chào bằng 0 đồng/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.
3. Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết
dưới 02 ngày được phép nộp bản chào giá giờ tới sửa đổi công suất theo tình
hình thủy văn thực tế của nhà máy
Điều 47. Nộp bản chào
giá
1. Trước 11h30 ngày D-1 (thời điểm kết
thúc chào giá cho ngày D), đơn vị chào giá có trách nhiệm nộp bản chào giá ngày D.
2. Đơn vị chào giá nộp bản chào giá
qua Hệ thống thông tin thị trường điện. Trong trường hợp do sự cố không thể sử dụng Hệ
thống thông tin thị trường điện, đơn vị chào giá có trách nhiệm thống nhất với
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các phương thức khác cho việc
nộp bản chào giá theo thứ tự ưu tiên sau:
a) Bằng thư điện tử vào địa chỉ do Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định;
b) Bằng fax theo số fax do Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện quy định;
c) Nộp bản chào giá trực tiếp tại trụ
sở Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 48. Kiểm tra
tính hợp lệ của bản chào giá
1. Trước 11h00 ngày D-1,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp
lệ của bản chào giá đã nhận được từ các đơn vị chào giá theo quy định tại Điều 43 Thông tư này. Trường hợp đơn vị chào giá gửi nhiều bản
chào giá thì chỉ xem xét bản chào giá nhận được cuối cùng.
2. Trong trường hợp bản chào giá không
hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông
báo cho đơn vị nộp bản chào giá đó và yêu cầu đơn vị này nộp lại bản chào giá lần
cuối trước thời điểm chấm dứt chào giá cho ngày tới.
3. Sau khi nhận được thông báo của Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về bản chào giá không hợp lệ, đơn
vị chào giá có trách nhiệm sửa đổi và nộp lại bản chào giá trước thời điểm chấm
dứt chào giá.
Điều 49. Bản chào giá
lập lịch
1. Sau thời điểm chấm dứt chào giá, Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ
của các bản chào giá nhận được cuối cùng theo quy định tại Điều
43 Thông tư này. 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 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 sử dụng bản chào giá mặc định của Đơn vị phát điện đó làm bản chào giá lập
lịch.
3. Bản chào giá mặc định của nhà máy
điện được xác định như sau:
a) Đối với nhà máy nhiệt điện, bản
chào giá mặc định là bản chào giá hợp lệ gần nhất. Trong trường hợp bản chào
giá hợp lệ gần nhất không phù hợp với trạng thái vận hành thực tế của tổ máy, bản
chào giá mặc định là bản chào giá tương ứng với trạng thái hiện tại và nhiên liệu
sử dụng trong bộ bản chào giá mặc định áp dụng cho tháng đó của tổ máy. Đơn vị
chào giá có trách nhiệm xây dựng bộ bản chào giá 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 28
hàng tháng;
b) Đối với nhà máy thủy điện và nhóm
nhà máy thủy điện bậc thang, bản chào giá mặc định là bản chào có giá chào bằng giá trần bản
chào tương ứng của nhà máy thủy điện được quy định tại Điều 41 Thông
tư này.
4. Bản chào giá bắt buộc của nhà máy
thủy điện vi phạm mức nước giới hạn 02 tuần liên tiếp là bản chào giá có giá bằng
0 đ/kWh cho các dải chào để đảm bảo yêu cầu tối thiểu về đảm bảo nước hạ du (chống
lũ, tưới tiêu, dòng chảy sinh thái) theo quy định của quy trình vận hành liên hồ
chứa và quy trình vận hành đơn hồ hoặc theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền,
giá các dải chào còn lại bằng giá lớn nhất giữa giá trị nước và giá biến đổi của
tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện.
Điều 50. Số liệu sử dụng
cho lập lịch huy động ngày 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
ngày tới sau đây:
1. Biểu đồ phụ tải ngày của toàn hệ thống
điện quốc gia và từng miền Bắc, Trung, Nam.
2. Các bản chào giá lập lịch của các
đơn vị chào giá.
3. Sản lượng dự kiến trong từng chu kỳ
giao dịch của ngày tới của các nhà máy điện theo quy định tại Khoản
2 Điều 42, Khoản 7 Điều 45 và Điểm b Khoản 2 Điều 46 Thông
tư này.
4. Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập
khẩu theo quy định tại Điều 64 và Điều 65 Thông tư này.
5. Công suất các tổ máy của các nhà
máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ.
6. Yêu cầu về công suất dự phòng quay
và điều tần.
7. Lịch bảo dưỡng sửa chữa lưới điện
truyền tải và các tổ máy phát điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện phê duyệt.
8. Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện.
9. Biểu đồ huy động của các nhà máy điện
bị đình chỉ quyền tham gia thị trường điện theo quy định tại Khoản 3 Điều 8 Thông tư này.
10. Các kết quả đánh giá an ninh hệ thống
ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ
Công Thương ban hành.
11. 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 điện và các đơn vị phát điện cung cấp.
Điều 51. Lập lịch huy
động ngày tới
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động ngày tới. Lịch huy động ngày tới
bao gồm:
1. Lịch huy động không ràng buộc, bao
gồm:
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.
2. Lịch huy động ràng buộc, bao gồm:
a) Biểu đồ dự kiến huy động từng tổ
máy trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới, giá biên từng miền trong từng chu
kỳ giao dịch ngày tới;
b) Lịch ngừng, khởi động và trạng thái
nối lưới dự kiến của từng tổ máy trong ngày tới;
c) Phương thức vận hành, sơ đồ kết dây
dự kiến của hệ thống điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới;
d) Các thông tin cảnh báo (nếu có).
3. Lập lịch huy động ngày tới trong
trường hợp thừa công suất
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán việc giảm công suất dần về công suất phát ổn
định thấp nhất hoặc ngừng và thay đổi lại thời gian khởi động lại các tổ máy
trong trường hợp thừa công suất theo nguyên tắc sau:
a) Giảm công suất các tổ máy có giá hợp
đồng mua bán điện theo thứ tự từ cao đến thấp;
b) Ngừng các tổ máy có giá hợp đồng
mua bán điện theo thứ tự từ cao đến thấp;
c) Ngừng các tổ máy có chi phí khởi động
từ thấp đến cao;
d) Khi khởi động lại theo thứ tự các tổ
máy có giá hợp đồng mua bán điện theo thứ tự từ thấp đến cao;
đ) 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.
Điều 52. 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.
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 dùng phát điện.
Điều 53. Hòa lưới tổ
máy phát điện
1. Đối với tổ máy khởi động chậm, Đơn
vị phát điện có trách nhiệm chuẩn bị sẵn sàng để hòa lưới tổ máy này theo
lịch huy động ngày tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công
bố. Trường hợp thời gian khởi động của tổ máy lớn hơn 24 giờ, Đơn vị phát điện
có trách nhiệm hòa lưới tổ máy này căn cứ trên kết quả đánh giá an ninh hệ thống
ngắn hạn do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố.
2. Đối với tổ máy không phải là khởi động
chậm, Đơn vị phát điện có trách nhiệm chuẩn bị sẵn sàng để hòa 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 trước chu kỳ giao dịch để phục vụ vận hành và tính
toán thanh toán.
Điều 54. Xử lý trong trường
hợp có cảnh báo thiếu công suất
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện được phép sửa đổi công suất công bố của các nhà máy thủy điện chiến
lược đa mục
tiêu theo quy định tại Khoản 2 Điều 56 Thông tư này.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm sử dụng bản chào tăng công suất làm bản chào giá lập
lịch để lập lịch huy động giờ tới và tính giá thị trường điện.
Mục 2. VẬN HÀNH THỊ
TRƯỜNG ĐIỆN GIỜ TỚI
Điều 55. Dữ liệu 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 dưới đây để lập lịch huy động giờ tới:
1. Biểu đồ phụ tải của toàn hệ thống
điện quốc gia và từng miền Bắc, Trung, Nam dự báo cho giờ tới và 03 giờ tiếp
theo.
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 có cập nhật các bản chào giờ của các tổ máy khởi động chậm
trong quá trình hòa lưới, bản chào giờ của các tổ máy trong quá trình ngừng tổ
máy do sự cố hoặc giảm công suất do sự cố kỹ thuật bất khả kháng, bản chào giờ
của các tổ máy công bố tăng công suất trong trường hợp hệ thống điện thiếu nguồn,
các đơn vị được phép cập nhật bản chào giờ tối thiểu 45 phút trước chu kỳ giao
dịch.
4. Sản lượng công bố của các nhà máy
thủy điện đa mục tiêu.
5. Công suất điều tần, dự phòng quay,
dự phòng khởi động nhanh và vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện
cho giờ tới.
6. Độ sẵn sàng của lưới điện truyền tải
và các tổ máy phát điện từ hệ thống SCADA hoặc do Đơn vị truyền tải điện và các
đơn vị phát điện cung cấp.
7. Các ràng buộc khác về an ninh hệ thống.
8. Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện.
9. Công suất công bố theo lịch
huy động ngày tới của các nhà máy điện không chào giá trực tiếp trên thị trường
điện.
10. Sản lượng điện nhập khẩu.
Điều 56. Điều chỉnh sản
lượng công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu
1. Trước khi lập lịch huy động giờ tới,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép điều chỉnh sản lượng
giờ của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu đã được công bố theo quy định
tại Khoản 2 Điều 42 Thông tư này trong các trường hợp sau:
a) Có biến động bất thường về thủy
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 theo quy định tại Điểm a và Điểm b Khoản 1 Điều này
là ±5% của tổng công suất đặt của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục
tiêu trong hệ thống điện không bao gồm phần công suất dành cho điều tần và dự
phòng quay.
Điều 57. Lập lịch huy
động giờ tới
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động giờ tới cho các tổ máy phát điện
theo phương pháp lập lịch có ràng buộc 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 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 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 58. 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 phút trước chu kỳ
giao dịch, bao gồm các nội dung sau:
1. Phụ tải dự báo giờ tới của toàn hệ
thống điện quốc gia và từng miền Bắc, Trung, Nam.
2. Lịch huy động các tổ máy phát điện,
giá biên từng miền Bắc, Trung, Nam trong giờ tới và 03 giờ tiếp theo được lập
theo quy định tại Điều 57 Thông tư này.
3. Các biện pháp xử lý của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện trong trường hợp thiếu hoặc thừa công suất.
4. Các thông tin về việc điều chỉnh
công suất công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo
quy định tại Điều 56 Thông tư này.
5. Lịch sa thải phụ tải dự kiến (nếu
có).
Mục 3. VẬN HÀNH THỜI
GIAN THỰC
Điều 59. Điều độ hệ
thống điện thời gian thực
1. 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 và tuân thủ quy định về vận hành hệ thống điện
thời gian thực tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban
hành.
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.
3. Đơn vị phát điện sở hữu các nhà máy
thủy điện có trách nhiệm tuân thủ theo quy định về mức nước giới hạn tuần theo
quy định tại Điều 39 Thông tư này.
Điều 60. Xử lý trong
trường hợp hồ chứa của nhà máy thủy 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 nhà máy thủy điện
chào giá dẫn đến hồ chứa có 02 tuần liền vi phạm mức nước giới hạn tuần thì bắt
đầu từ 00h00 thứ Hai của
tuần tiếp theo bản chào của nhà máy điện này không được sử dụng để lập lịch huy
động. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập lịch huy động các
nhà máy điện này căn cứ theo bản chào giá bắt buộc được lập cho nhà máy điện để
đưa mực nước của hồ chứa về mức nước giới hạn tuần.
Trường hợp hồ chứa thủy điện bị vi phạm
mức nước giới hạn 02 tuần liên tiếp do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện huy động
để đảm bảo an ninh hệ thống điện thì không áp dụng bản chào giá bắt buộc.
3. Khi đã đảm bảo không vi phạm mức nước
giới hạn tuần, nhà máy thủy điện được tiếp tục tham gia chào giá vào tuần tiếp
theo.
4. Trước 10h00 thứ
Hai, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo
về việc lập lịch huy động từ thứ Ba cho Đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn duy
nhất trong các trường hợp sau:
a) Nhà máy vi phạm mức nước hồ chứa tuần
đầu tiên và nhà máy vi phạm mức nước tuần thứ 02 liên tiếp;
b) Danh sách các nhà máy đã hết vi phạm
nước giới hạn tuần và thực hiện chào giá ngày tới.
Điều 61. Can thiệp
vào thị trường điện
1. 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 được quy định trong Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công
Thương ban hành;
b) Không thể đưa ra lịch huy động giờ
tới 15 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.
Điều 62. Dừng thị trường
điện
1. Thị trường điện dừng vận hành
khi xảy ra một trong các trường hợp sau:
a) Do các tình huống khẩn cấp về thiên
tai hoặc bảo vệ an ninh quốc phòng;
b) Do Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện đề nghị dừng thị trường điện theo một trong các trường hợp sau:
- Hệ thống điện vận hành trong chế độ
cực kỳ khẩn cấp theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công
Thương ban hành;
- Không đảm bảo việc vận hành thị trường
điện an toàn, liên tục.
c) Các trường hợp khác theo yêu cầu của
cơ quan có thẩm quyền.
2. Cục Điều tiết điện lực có
trách nhiệm xem xét, quyết định dừng thị trường điện trong các trường hợp theo
quy định tại Điểm a và 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 và của
cơ quan có thẩm quyền.
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 thỏa 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;
- Đảm bảo thực hiện các yêu cầu về cấp
nước hạ du đối với các nhà máy thủy điện;
b) Các đơn vị phát điện, Đơn vị truyền
tải điện và các đơn vị có liên quan khác có trách nhiệm tuân thủ lệnh điều độ của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 63. Khôi phục thị
trường điện
1. Thị trường điện được khôi phục vận
hành khi đảm bảo các điều kiện sau:
a) Các nguyên nhân dẫn đến việc dùng
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.
Mục 4. XUẤT KHẨU, NHẬP
KHẨU ĐIỆN TRONG VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 64. Xử lý điện
năng xuất khẩu trong lập lịch huy động
1. Trước 10h00 ngày D-1, Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng
điện năng xuất khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
2. 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.
Điều 65. Xử lý điện
năng nhập khẩu trong lập lịch huy động
1. Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng điện
năng nhập khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
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 ngày tới.
Điều 66. Thanh toán
cho lượng điện năng xuất khẩu và nhập khẩu
Lượng điện năng nhập khẩu được thanh
toán theo hợp đồng mua bán điện đã được ký kết giữa các bên.
Chương VI
TÍNH
TOÁN GIÁ ĐIỆN NĂNG THỊ TRƯỜNG VÀ THANH TOÁN TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Mục 1. SỐ LIỆU ĐO ĐẾM
ĐIỆN NĂNG
Điều 67. Cung cấp số
liệu đo đếm
1. Trước 15h00 ngày D+1, Đơn vị quản
lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện và Đơn vị mua buôn duy nhất số liệu đo đếm điện năng của
từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
2. Trước ngày làm việc thứ 08 sau khi
kết thúc chu kỳ thanh toán, Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách
nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện số liệu đo
đếm điện năng trong chu kỳ thanh toán theo quy định tại Quy định về đo đếm điện
năng trong thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 68. Lưu trữ số
liệu đo đếm
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và các hồ sơ liên quan
trong thời hạn ít nhất là 05 năm.
Mục 2. TÍNH TOÁN GIÁ
ĐIỆN NĂNG THỊ TRƯỜNG VÀ CÔNG SUẤT THANH TOÁN
Điều 69. Xác định giá
điện năng thị trường
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, nhà máy điện BOT, 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 điện, giá điện năng thị trường được tính bằng giá trần thị trường điện.
3. 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 của từng chu kỳ giao dịch trong ngày D.
Điều 70. Xác định
công suất thanh toán
1. Các nguyên tắc xác định công suất
thanh toán cho từng chu kỳ giao dịch:
a) Các tổ máy tham gia phát điện trong
mỗi chu kỳ trên thị trường được lập lịch nhận giá công suất thị trường cho chu
kỳ đó trừ các tổ máy khởi động chậm đã ngừng để làm dự phòng, tổ máy
đã ngừng sự cố;
b) Đối với các tổ máy không cung cấp dịch
vụ dự phòng quay và điều tần, công suất thanh toán của tổ máy bằng sản lượng điện
năng của tổ máy tại vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch.
2. Trước 9h00 ngày D+2, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lượng công suất
thanh toán của từng tổ máy trong các chu kỳ giao dịch của ngày D.
Điều 71. Xác định giá
điện năng thị trường và công suất thanh toán khi can thiệp vào thị trường điện
1. Trường hợp thời gian can thiệp thị
trường nhỏ hơn 24 giờ
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện sử dụng bản chào giá hợp lệ để xác định giá điện năng thị trường
theo quy định tại Điều 69 và lượng công suất thanh toán
theo quy định tại Điều 70 Thông tư này;
b) Trường hợp tổ máy không có bản chào
giá hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng giá sàn
cho phần sản lượng hợp đồng giờ và giá trần bản chào cho sản lượng ngoài hợp đồng
để lập lịch tính giá điện năng thị trường và lịch công suất cho chu kỳ giao dịch
đó.
2. Trường hợp thời gian can thiệp thị
trường lớn hơn hoặc bằng 24 giờ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
không có trách nhiệm thực hiện tính toán giá điện năng thị trường
và công suất thanh toán cho khoảng thời gian thị trường bị can thiệp.
Mục 3. THANH TOÁN CHO
ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN GIAO DỊCH TRỰC TIẾP
Điều 72. Sản lượng điện
năng phục vụ thanh toán trong thị trường điện
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 điện
(Qbp);
b) Sản lượng điện năng phát tăng thêm
(Qcon);
c) Sản lượng điện năng phát sai khác
so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu);
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);
Qddi : Sản lượng
huy động theo lệnh điều độ tính tại đầu cực máy phát xác định cho chu kỳ giao dịch
i;
:
Công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lệnh điều độ cho
tổ máy phát điện tại thời điểm 
;
:
Công suất tổ máy đạt được tại thời điểm .
Khoảng thời gian từ thời điểm lệnh điều
độ công suất đến
thời điểm mà tổ máy phát điện đạt được công suất
được xác định như sau:
Trong đó:
a: Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy
đăng ký trong bản chào giá lập lịch (MW/phút).
Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy đăng
ký trong bản chào giá lập lịch phải phù hợp với tốc độ tăng giảm tải được công
bố trong hợp đồng mua bán điện. Trường hợp hợp đồng mua bán điện không có tốc độ
tăng giảm tải hoặc tốc độ tăng giảm tải trong hợp đồng có sự sai khác với thực
tế, Đơn vị phát điện có trách nhiệm xác định các số liệu này theo kết quả thí
nghiệm hoặc tổng hợp từ thực tế vận hành của tổ máy và ký kết bổ sung phụ lục hợp
đồng về đặc tính kỹ thuật này với Đơn vị mua buôn duy nhất để làm căn cứ thanh
toán;
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán quy đổi sản lượng huy động theo lệnh điều
độ (Qddi j) về vị trí đo đếm;
c) Sản lượng điện năng phát sai khác
so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ được xác định theo công thức sau:
Qdui = Qmqi
- Qddi(QD)
Trong đó:
Qdui: Sản lượng điện năng
phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ được quy đổi về vị
trí đo đếm cho chu kỳ giao dịch i;
Qmqi: Sản lượng điện năng
đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qddi(QD): Sản lượng huy động
theo lệnh điều độ được quy đổi về vị trí đo đếm cho chu kỳ giao dịch i.
d) Trường hợp tổ máy nhiệt điện trong
quá trình khởi động hoặc quá trình dừng máy (không phải do sự cố) thì sản lượng
Qdu bằng không (Qdui = 0), Nếu tổ máy có ràng buộc kỹ thuật, gây ảnh
hưởng đến công suất phát của các tổ máy khác của nhà máy thì các tổ máy bị ảnh
hưởng 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 cho phép 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 Qdui nằm trong giới
hạn sai số cho phép thì phần sản lượng này bằng không (Qdui = 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 điện
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 điện được xếp lịch tính giá thị trường cho chu kỳ giao
dịch i và vị trí đo đếm của tổ máy đó;
b) Tính toán sản lượng điện năng thanh
toán theo giá chào tại từng vị trí đo đếm xác định tại Điểm a Khoản này theo
công thức sau:
nếu 
và 
nếu 
và 
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 điện 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
điện 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 điện và được xếp lịch tính giá
thị trường;
Qbpi: Sản lượng điện năng
thanh toán theo giá chào của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản
lượng điện năng thanh toán theo giá chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao
dịch i (kWh).
4. Sản lượng điện năng phát tăng thêm
của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán sản lượng điện năng phát
tăng thêm trong chu kỳ giao dịch tại đầu cực của tổ máy theo công thức sau:
Trường hợp Qdu > 0:
Trường hợp Qdu ≤ 0:
Trong đó:
: Sản
lượng 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 ;
Qdui(DC): 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) 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. Trường hợp tổ máy nhiệt điện trong quá trình khởi động hoặc quá trình
dừng máy (không phải do sự cố) thì bằng 0;
c) 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:
Qconi: 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:
a) Trường hợp sản lượng điện năng phát
sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ dương (Qdui > 0):
Qsmpi = Qmqi - Qbpi- Qconi - Qdui
b) Trường hợp sản lượng điện năng phát
sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ âm (Qdui < 0):
Qsmpi = Qmqi - Qbpi - Qconi
Trong đó:
Qsmpi: Sản lượng
điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ
giao dịch i (kWh);
Qmqi: Sản lượng
điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qbpi: Sản lượng
điện được thanh toán theo giá chào trong chu kỳ giao dịch i đối với nhà máy nhiệt
điện có giá chào cao hơn giá trần thị
trường điện (kWh);
Qconi .: Sản lượng
điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qdui : Sản lượng
điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ
giao dịch i.
Điều 73. Điều chỉnh sản
lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường điện
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 điện năng
đo đếm của nhà máy điện nhỏ hơn hoặc bằng sản lượng điện hợp đồng giờ (Qmqi ≤ 
);
b) Trường hợp trong chu kỳ giao dịch i
sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện lớn hơn sản lượng điện hợp đồng giờ
của nhà máy điện (Qmqi > ) 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 (Qsmpi < ).
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 theo quy định
tại Khoản 1 Điều 72 Thông tư này 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 () được xác định
theo quy định tại Điều 37 Thông tư này;
b) Sản lượng điện năng thanh toán theo
giá điện năng thị trường (Qsmpi) của nhà máy điện trong chu kỳ giao
dịch i được xác định theo quy định tại Khoản 5 Điều 72 Thông tư
này;
c) Sản lượng điện năng đo đếm của nhà
máy điện trong chu kỳ giao dịch i (Qmqi)
3. 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 nhà máy có giá chào cao hơn
giá trần thị trường điện (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 được điều chỉnh theo nguyên tắc đảm bảo không được làm thay đổi sản lượng
điện năng đo đếm trong chu kỳ giao dịch này và theo quy định tại Quy trình lập
lịch huy động các tổ máy phát điện, vận hành thời gian thực và tính toán thanh
toán trong thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Điều 74. Thanh toán
điện năng thị trường
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán tổng các khoản thanh toán điện năng thị trường
của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Rg = Rsmp +
Rbp + Rcon + Rdu
Trong đó:
Rg: Tổng các khoản
thanh toán điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rsmp: Khoản thanh toán
cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường trong chu kỳ
thanh toán (đồng);
Rbp: Khoản thanh toán
cho phần sản lượng được thanh toán theo giá chào đối với các nhà máy nhiệt điện
có giá chào lớn hơn giá trần thị trường điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rcon: Khoản thanh
toán cho phần sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rdu: Khoản thanh toán
cho phần sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh
độ trong chu kỳ thanh toán (đồng).
2. Khoản thanh toán cho phần sản lượng
được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ
thanh toán được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch
theo công thức sau:
Rsmpi = Qsmpi x SMPi
Trong đó:
Rsmpi : Khoản thanh toán
cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện
của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng);
SMPi : Giá điện năng thị
trường của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng/kWh);
Qsmpi: Sản lượng
điện năng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của chu kỳ giao dịch i
trong chu kỳ thanh toán (kWh).
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán
theo công thức sau:
Trong đó:
Rsmp: Khoản thanh toán cho phần sản lượng
được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ
thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ
thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh
toán;
Rsmpi: Khoản thanh
toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà
máy điện của chu kỳ giao dịch i (đồng).
3. Khoản thanh toán cho phần sản lượng
được thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn
giá trần thị trường điện trong chu kỳ thanh toán được xác định theo trình tự
sau:
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch
theo công thức sau:
Trong đó:
Rbpi: Khoản thanh
toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i
(đồng);
j: Dải chào thứ j
trong bản chào giá của các tổ máy thuộc nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn
giá trần thị trường điện và được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường;
J: Tổng số dải chào trong bản chào giá
của nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện và được sắp xếp
trong lịch tính giá điện năng thị trường;
:
Giá chào tương ứng với dải chào j trong bản chào giá 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 giá
của nhà máy nhiệt điện được huy động trong chu kỳ giao dịch i và quy đổi về vị
trí đo đếm (kWh);
Qbpi : Tổng sản
lượng điện năng có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện của nhà máy nhiệt
điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán
theo công thức sau:
Trong đó:
Rbp : Khoản thanh toán cho phần điện
năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch i trong đó nhà máy
điện được huy động với mức giá chào cao hơn giá trần;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong đó
nhà máy điện được huy động với mức giá chào cao hơn giá trần;
Rbpi : Khoản thanh toán
cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch
i (đồng).
4. Khoản thanh toán cho sản lượng điện
năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo
trình tự sau:
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch
theo công thức sau:
Trong đó:
Rconi : Khoản
thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm 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 thủy điện nếu giá chào này lớn
hơn giá trần thị trường điện thì lấy bằng giá trần thị trường điện.
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán
theo công thức sau:
Trong đó:
Rcon: Khoản thanh toán cho sản lượng
điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ
thanh toán trong đó nhà máy điện phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của của
chu kỳ thanh toán
trong đó nhà máy điện phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ;
Rconi: Khoản thanh toán cho
sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
5. Trường hợp nhà máy thủy điện được
huy động do điều kiện ràng buộc phải phát và có giá chào cao hơn giá trần thị
trường điện hoặc được huy động công suất với dải chào giá cao hơn giá trần thị
trường điện thì nhà máy được thanh toán cho phần sản lượng phát tương ứng trong
chu kỳ đó bằng giá trần thị trường điện.
6. Khoản thanh toán cho sản lượng điện
năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ của nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch.
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch
theo công thức sau:
- Trường hợp sản lượng điện năng phát
tăng thêm so với lệnh điều độ:
Trong đó:
Rdui : 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);
Pbmini : 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:
Rdui: Khoản thanh
toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch
i (đồng);
g: Tổ máy phát giảm so
với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy phát
giảm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
:
Điện năng phát giảm so với lệnh điều độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch
i(kWh);
SMPi: Giá điện
năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
Pbpi,max. Giá điện
năng của tổ máy đắt nhất được thanh toán trong chu kỳ giao dịch i.
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán
theo công thức sau:
Trong đó:
Rdu: Khoản thanh toán cho sản lượng điện
năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ
i của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai khác so với lệnh
điều độ;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của của chu
kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai khác so với lệnh điều độ;
Rdui: Khoản thanh
toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh
độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Điều 75. Thanh toán
công suất thị trường
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán công suất thị trường cho
nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:
1. Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch
theo công thức sau:
Trong đó:
Rcani : Khoản
thanh toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: Tổ máy của nhà máy điện được thanh
toán theo giá công suất;
G: Tổng số các tổ máy của nhà máy điện
được thanh toán theo giá công suất;
CANi : Giá công suất thị
trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kW);
: Lượng công suất
thanh toán của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm (kW).
2. Tính toán cho chu kỳ thanh toán
theo công thức sau:
Trong đó:
Rcan: Khoản thanh toán công suất cho
nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ
thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong chu
kỳ thanh toán;
Rcani: Khoản thanh
toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Điều 76. Khoản thanh
toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác
Căn cứ vào giá điện năng thị trường và
giá công suất thị trường do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
công bố, Đơn vị phát điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán theo hợp đồng
mua bán điện dạng sai khác trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:
Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch
theo công thức sau:
Rci = (Pc - SMPi - CANi) x Qci
Trong đó:
Rci: Khoản thanh toán
sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Qci : Sản lượng điện
năng thanh toán theo giá hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Pc: Giá hợp đồng mua bán điện dạng sai
khác (đồng/kWh). 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).
Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo
công thức sau:
Trong đó:
Rc: Khoản thanh toán sai khác trong
chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ
thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ
thanh toán;
Rci : Khoản thanh toán
sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Điều 77. Thanh toán
khi can thiệp vào thị trường điện
1. Trường hợp thời gian can thiệp thị
trường nhỏ hơn 24 giờ, Đơn vị phát điện được nhận các khoản thanh toán theo quy
định tại Điều 74, Điều 75 và Điều 76 theo giá điện năng thị
trường và lượng công suất thanh toán xác định tại Điều 71 Thông
tư này.
2. Trường hợp thời gian can thiệp thị
trường lớn hơn hoặc bằng
24 giờ, việc thanh toán cho Đơn vị phát điện được thực hiện theo thỏa thuận tại
hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn duy nhất phù hợp với trạng thái vận
hành của nhà máy điện.
Điều 78. Thanh toán
khi dừng thị trường điện
Trong thời gian dừng thị trường điện,
việc thanh toán cho Đơn vị phát điện được thực hiện theo thỏa thuận tại hợp đồng
mua bán điện với Đơn vị mua buôn duy nhất phù hợp với trạng thái vận hành của
nhà máy điện.
Mục 4. THANH TOÁN DỊCH
VỤ PHỤ TRỢ VÀ THANH TOÁN KHÁC
Điều 79. Thanh toán
cho dịch vụ dự phòng quay và dịch vụ điều tần
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán cho Đơn vị phát điện cung
cấp dịch vụ dự phòng quay và dịch vụ điều tần theo quy định của Bộ Công Thương.
Điều 80. Thanh toán
cho dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ vận hành phải phát do ràng buộc
an ninh hệ thống điện, dịch vụ điều chỉnh điện áp và khởi động đen
Đơn vị cung cấp dịch vụ dự phòng khởi
động nhanh, dịch vụ vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện, dịch
vụ điều chỉnh điện áp và khởi động đen được thanh toán theo hợp đồng cung cấp dịch
vụ phụ trợ theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 81. Thanh toán
cho các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày
1. Tính toán thanh toán doanh thu từng
chu kỳ giao dịch cho các nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày theo công thức
sau:
Rgi
= Pc x (Qhci
X α) + (CANi + SMPi) x (Qhci x (l - 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 vị trí đo đếm 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.
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 (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 có hồ điều tiết dưới 02 ngày
do Cục Điều tiết điện lực quy định.
Đơn vị phát điện có trách nhiệm tính
toán khoản thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện (Pc x Qhci
x α). Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các khoản thanh
toán còn lại.
2. Thanh toán cho chu kỳ thanh toán
theo công thức sau:
Trong đó:
Rg: 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).
Điều 82. Thanh toán
khác
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. Trường hợp sản lượng đo đếm điện
năng tháng do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo quy định tại Khoản 2 Điều 67 có sai khác so với tổng điện năng đo đếm các
ngày trong tháng do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo quy định tại Khoản
1 Điều 67 Thông tư này, 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.
3. Tổ máy nhiệt điện bị buộc phải ngừng
theo quy định tại Điểm đ Khoản 3 Điều 57 Thông tư này hoặc
phải ngừng 01 lò hơi để giảm công suất theo quy định tại Điểm b
Khoản 3 Điều 57 Thông tư này 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 vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận các sự kiện này đối
với các tổ máy do Đơn vị phát điện công bố để Đơn vị mua buôn duy nhất để làm
căn cứ thanh toán chi phí khởi động.
4. Trường hợp nhà máy có tổ máy phát
điện thí nghiệm thì tách toàn bộ nhà máy đó ra khỏi thị trường điện trong các
chu kỳ chạy thí nghiệm. Toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các
chu kỳ có thí nghiệm được thanh toán theo quy định tại hợp đồng mua bán điện đã
ký với Đơn vị mua buôn duy nhất tương ứng với cấu hình tổ máy và loại
nhiên liệu sử dụng.
5. 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 các chu kỳ giao dịch đó nhà máy điện
được thanh toán 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.
6. Trường hợp nhà máy điện tuabin khí
tạm thời gián tiếp tham gia thị trường điện theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện, toàn bộ sản lượng
phát điện của nhà máy điện trong các chu kỳ giao dịch có liên quan được thanh
toán theo quy định của hợp đồng mua bán điện.
7. Trường hợp tổ máy đã có kế hoạch ngừng
máy được phê duyệt nhưng vẫn phải phát công suất theo yêu cầu của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện, thì
tách toàn bộ nhà máy đó ra thị trường điện trong khoảng thời gian phát công suất
theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Toàn bộ sản
lượng phát của nhà máy lên lưới trong khoảng thời gian này được thanh toán theo
giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất.
8. Trường hợp nhà máy điện có
tổ máy phát điện tách lưới phát độc lập theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong các
chu kỳ giao dịch có liên quan được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua
bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất.
9. 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 căn cứ theo kết quả tính toán vận hành hệ thống điện năm tới của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện, việc tham gia thị trường điện trong năm
tới và thanh toán cho nhà máy điện này được quy định như sau:
a) Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết
dưới 02 ngày có kế hoạch đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài thì tách toàn bộ
nhà máy điện này tham gia gián tiếp thị trường điện trong năm tới. Toàn bộ sản
lượng phát điện của nhà máy điện trong năm tới được thanh toán theo giá điện
trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất. Các nhà máy điện
khác loại hình nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày có kế hoạch
đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài tiếp tục tham gia trực tiếp thị
trường điện.
b) Các nhà máy điện không có kế hoạch
đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài có trách nhiệm tham gia trực tiếp
thị trường điện trong năm tới (là đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch). Trường
hợp trong năm vận hành nhà máy điện này có tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện
mua điện từ nước ngoài, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong ngày
giao dịch mà tổ máy có chu kỳ đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài được
thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn
duy nhất.
10. Trường hợp tổ máy thủy điện phải
phát công suất lớn hơn công suất công bố trong bản chào giá lập lịch theo yêu cầu của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện vì lý do an ninh hệ thống,
toàn bộ sản lượng phát
của nhà máy lên lưới trong khoảng thời gian này được thanh toán theo giá điện
trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất.
11. Trường hợp nhà máy thủy điện tham
gia điều chỉnh tần số cấp 1 theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong các chu kỳ
liên quan được thanh toán theo cơ chế nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới
02 ngày, không tính đến sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ
(Qdu=0). Các nhà máy thủy điện cùng nhóm nhà máy thủy điện bậc thang (nếu có) của
các nhà máy tham gia điều tần cấp I được thanh toán theo cơ chế nhà máy thủy điện
có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày, có xét đến sản lượng điện năng phát sai khác
so với lệnh điều độ.
12. Trường hợp nhà máy điện có tổ máy
phát điện tham gia thử nghiệm hệ thống tự động điều chỉnh công suất (AGC) theo
yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thì tách toàn bộ
nhà máy điện này ra ngoài thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát của nhà máy
lên lưới trong các chu kỳ có thử nghiệm được thanh toán theo giá hợp đồng mua
bán điện (giá Pc toàn phần) đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất. Trước ngày 01
tháng 12 năm N-1, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và công bố danh sách
các tổ máy phát điện dự kiến tham gia thử nghiệm hệ thống tự động điều chỉnh
công suất (AGC) trong năm N cho các thành viên tham gia thị trường điện.
Mục 5. TRÌNH TỰ, THỦ
TỤC THANH TOÁN
Điều 83. Số liệu phục
vụ tính toán thanh toán thị trường điện
Trước 9h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổng hợp và cung cấp cho Đơn vị
mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện số liệu phục vụ việc tính toán thanh
toán cho từng nhà máy điện theo quy định tại Phụ lục 6
Thông tư này.
Điều 84. Bảng kê
thanh toán thị trường điện cho ngày giao dịch
1. Trước ngày D+4, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho Đơn vị mua buôn duy
nhất và các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ cho ngày
giao dịch D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo mẫu quy định tại
Phụ lục 4 Thông tư này.
2. Trước ngày D+6, Đơn vị phát điện trực
tiếp giao dịch
và Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm xác nhận bảng kê thanh toán thị trường
điện theo quy định trên trang thông tin điện tử thị trường điện; thông báo lại
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các sai sót trong bảng kê
thanh toán thị trường điện sơ bộ (nếu có).
3. Ngày D+6, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho Đơn vị mua buôn duy nhất
và các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện hoàn chỉnh cho ngày
D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo biểu mẫu tại Phụ lục 4 Thông tư 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.
Điều 85. Bảng kê
thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tổng hợp các số liệu thanh toán cho tất cả ngày giao
dịch trong chu kỳ thanh toán và kiểm tra, đối chiếu với biên bản tổng hợp sản
lượng điện năng do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng cung cấp.
2. Trong thời hạn 10 ngày làm việc 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.
3. 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
của chu kỳ thanh toán cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.
4. Bảng kê thanh toán thị trường điện
cho chu kỳ thanh toán bao gồm bảng tổng hợp theo mẫu quy định tại Phụ lục 5 Thông tư này và biên bản xác nhận chỉ số
công tơ và sản lượng điện năng.
5. Hình thức xác nhận bảng kê thanh
toán và sự kiện thị trường điện: Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch, Đơn vị
mua buôn duy nhất và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm sử dụng chữ ký số để phục vụ công tác xác nhận, phát hành bảng kê thanh toán
thị trường điện và xác nhận các sự kiện thị trường điện. Trong trường hợp chữ
ký số bị sự cố, Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm xác nhận, phát hành bảng kê thanh toán thị trường điện
và xác nhận các sự kiện thị trường điện trực tiếp và xác nhận lại sau khi sự cố
được khắc phục.
Điều 86. Hồ sơ thanh
toán điện năng
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. 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.
Điều 87. Hồ sơ thanh
toán cho hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ
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.
Điều 88. Hiệu chỉnh
hóa đơn
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.
Điều 89. Thanh toán
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 mua buôn
duy nhất có trách nhiệm thống nhất phương thức thanh toán trong thị trường điện
phù hợp với quy định tại Thông tư này 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, gửi hồ sơ tạm và hóa đơn 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.
Điều 90. Xử lý các
sai sót trong thanh toán
Trường hợp có thanh toán thừa hoặc thiếu
so với hóa đơn, các đơn vị liên quan xử lý các sai sót này theo quy định trong hợp
đồng mua bán điện hoặc hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ
Chương VII
PHẦN
MỀM CHO HOẠT ĐỘNG CỦA THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 91. Phần mềm cho
hoạt động của thị trường điện
1. Các phần mềm cho hoạt động của thị
trường điện bao gồm:
a) Mô hình mô phỏng thị trường;
b) Mô hình tính toán giá trị nước;
c) Phần mềm lập lịch huy động và điều
độ;
d) Phần mềm phục vụ tính toán thanh
toán;
đ) Các phần mềm khác phục vụ hoạt động
thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm xây dựng, phát triển và vận hành các phần mềm phục vụ
thị trường điện.
Điều 92. Yêu cầu đối
với phần mềm cho hoạt động của thị trường điện
1. Đảm bảo tính chính xác, độ tin cậy,
tính bảo mật và đáp ứng được các tiêu chuẩn do Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện xây dựng.
2. Có đầy đủ các hướng dẫn kỹ thuật,
quy trình vận hành kèm theo.
Điều 93. Xây dựng và
phát triển các phần mềm cho hoạt động của thị trường điện
1. Các phần mềm cho hoạt động thị trường
điện phải được xây dựng, phát triển để hỗ trợ thực hiện các tính toán và giao dịch
theo quy định tại Thông tư này và các quy trình vận hành của thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm
a) Xây dựng các tiêu chuẩn đối với các
phần mềm cho hoạt động của thị trường điện;
b) Thẩm định, kiểm tra khả năng đáp ứng
của phần mềm đối với các tiêu chuẩn theo quy định tại Điểm a Khoản này trước
khi áp dụng;
c) Công bố danh sách, các thuật toán
và quy trình sử dụng các phần mềm cho hoạt động của thị trường điện.
Điều 94. Kiểm toán phần
mềm
1. Các phần mềm phục vụ thị trường phải
được kiểm toán trong các trường hợp sau:
a) Trước khi thị trường điện chính thức
vận hành;
b) Trước khi đưa phần mềm mới vào sử dụng;
c) Sau khi hiệu chỉnh, nâng cấp có ảnh
hưởng đến việc tính toán;
d) Kiểm toán định kỳ.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm đề xuất đơn vị kiểm toán độc lập có năng lực để thực
hiện kiểm toán, báo cáo Cục Điều tiết điện lực trước khi thực hiện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm công bố kết quả kiểm toán cho các thành viên tham
gia thị trường điện.
Chương VIII
HỆ
THỐNG THÔNG TIN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN VÀ QUY ĐỊNH VỀ CÔNG BỐ THÔNG TIN
Mục 1. HỆ THỐNG THÔNG
TIN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 95. Cấu trúc hệ
thống thông tin thị trường điện
Hệ thống thông tin thị trường điện bao
gồm các thành phần cơ bản sau:
1. Hệ thống phần cứng và phần mềm phục
vụ quản lý và trao đổi thông tin thị trường điện.
2. Hệ thống cơ sở dữ liệu và lưu trữ.
3. Cổng thông tin điện tử phục vụ thị
trường điện, bao gồm cả trang thông tin điện tử nội bộ và trang thông tin điện
tử công cộng.
Điều 96. Quản lý và vận
hành hệ thống thông tin thị trường điện
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm xây dựng, quản lý và vận hành Hệ thống thông tin thị
trường điện.
2. Thành viên tham gia thị trường điện
có trách nhiệm đầu tư trang thiết bị trong phạm vi quản lý đáp ứng các yêu cầu
kỹ thuật do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định, đảm bảo
việc kết nối với Hệ thống thông tin thị trường điện.
3. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện
năng có trách nhiệm phát triển, quản lý và vận hành mạng đường truyền kết nối
giữa Hệ thống thông tin thị trường điện của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường diện với các thiết bị của các thành viên tham gia thị trường điện.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện chỉ được vận hành hoặc thay đổi Hệ thống thông tin thị trường điện
hiện có sau khi đã nghiệm thu hoàn chỉnh và được Cục Điều tiết điện lực thông
qua.
5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm trang bị thiết bị dự phòng cho Hệ thống thông tin thị
trường điện để đảm bảo có thể thu thập, truyền và công bố thông tin thị trường
trong trường hợp Hệ thống thông tin thị trường điện chính bị sự cố hoặc không
thể vận hành.
Mục 2. QUẢN LÝ VÀ
CÔNG BỐ THÔNG TIN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 97. Cung cấp và
công bố thông tin thị trường điện
1. Đơn vị phát điện, Đơn vị mua buôn
duy nhất, Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có
trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các
thông tin, số liệu phục vụ lập kế hoạch vận hành, lập lịch huy động và tính
toán thanh toán theo quy định tại Thông tư này qua cổng thông tin điện tử của Hệ
thống thông tin thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm cung cấp và công bố thông tin, số liệu và các báo
cáo vận hành thị trường điện cho các thành viên tham gia thị trường điện theo
quy định tại Thông tư này qua cổng thông tin điện tử của Hệ thống thông tin thị
trường điện.
3. Mức độ phân quyền truy cập thông
tin được xác định theo chức năng của các đơn vị và theo quy định tại Quy trình
quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện và công
bố thông tin thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm công bố công khai trên trang thông tin điện tử công
cộng các thông tin sau:
a) Thông tin về các thành viên tham
gia thị trường điện;
b) Dữ liệu về phụ tải hệ thống;
c) Số liệu thống kê về giá thị trường;
d) Các thông tin khác được quy định
trong 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.
Điều 98. Trách nhiệm
đảm bảo tính chính xác của thông tin thị trường điện
1. Thành viên tham gia thị trường có
trách nhiệm đảm bảo tính chính xác và đầy đủ của thông tin thị trường điện tại
thời điểm cung cấp.
2. Trường hợp phát hiện các thông tin
đã cung cấp, công bố không chính
xác và đầy đủ, thành viên tham gia thị trường có trách nhiệm cải chính và cung
cấp lại thông tin chính xác cho đơn vị có liên quan.
Điều 99. Bảo mật thông
tin thị trường điện
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện không được tiết lộ các thông tin do thành viên tham gia thị trường
điện cung cấp, bao gồm:
a) Thông tin về hợp đồng mua bán điện;
b) Bản chào giá của Đơn vị phát điện
trước khi kết thúc ngày giao dịch;
c) Các thông tin khác ngoài thẩm quyền.
2. Thành viên tham gia thị trường điện
không được tiết lộ các thông tin ngoài phạm vi được phân quyền cung cấp và công
bố.
Điều 100. Các
trường hợp miễn trừ bảo mật thông tin
1. Cung cấp thông tin theo yêu cầu của
Cục Điều tiết điện lực hoặc
cơ quan có thẩm quyền theo quy định của pháp luật.
2. Các thông tin tự tổng hợp, phân
tích từ các thông tin công bố trên thị trường điện, không phải do các thành
viên tham gia thị trường điện khác cung cấp sai theo quy định tại Điều 99 Thông tư này.
Điều 101. Lưu
trữ thông tin thị trường điện
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lưu lại toàn bộ hoạt động trao đổi thông tin được thực
hiện qua Hệ thống thông tin thị trường điện. Thời hạn lưu trữ thông tin ít nhất
là 05 năm.
Mục 3. BÁO CÁO VẬN
HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 102.
Công bố thông tin vận hành thị trường điện
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm định kỳ lập và công bố thông tin vận hành thị trường
điện theo quy định tại Quy trình vận hành Hệ thống thông tin thị trường điện do
Cục Điều tiết điện lực ban
hành, cụ thể như sau:
1. Trước 15h00 hàng ngày, lập và công
bố báo cáo vận hành thị trường điện ngày hôm trước.
2. Trước 16h00 thứ Ba hàng tuần, lập
và công bố báo cáo vận hành thị trường điện tuần trước.
3. Trước ngày 20 hàng tháng, lập và
công bố báo cáo vận hành thị trường điện tháng trước.
4. Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, lập
và công bố báo cáo vận hành thị trường điện năm trước.
Điều 103. Chế
độ báo cáo vận hành thị trường điện
1. Trước ngày 10 hàng tháng, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi Cục Điều tiết điện lực báo
cáo vận hành hệ thống điện và thị trường điện của tháng trước theo mẫu do Cục Điều
tiết điện lực quy định.
2. Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi Cục Điều tiết
điện lực các
báo cáo vận hành hệ thống điện và thị trường điện của năm trước theo mẫu do Cục
Điều tiết điện lực quy định.
3. Trong thời hạn 24 giờ kể từ khi kết
thúc can thiệp thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực về việc can thiệp thị trường điện.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm báo cáo đột xuất về vận hành hệ thống điện, thị trường
điện theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.
Điều 104. Kiểm
toán số liệu và tuân thủ trong thị trường điện
1. Kiểm toán định kỳ
Trước ngày 31 tháng 3 hàng năm, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổ chức thực hiện và
hoàn thành việc kiểm toán số liệu và sự tuân thủ thị trường điện của năm trước.
Nội dung kiểm toán hàng năm bao gồm:
a) Kiểm toán số liệu, quá trình thực
hiện tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong thị
trường điện, bao gồm:
- Số liệu cho quá trình tính toán
trong thị trường điện;
- Các bước thực hiện tính toán;
- Kết quả tính toán.
b) Kiểm toán tuân thủ của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện đối với các trình tự, thủ tục theo quy định
tại Thông tư này.
2. Kiểm toán đột xuất
Cục Điều tiết điện lực có quyền yêu cầu
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tổ chức thực hiện kiểm toán đột
xuất theo các nội dung và phạm vi kiểm toán cụ thể trong các trường hợp sau:
a) Khi phát hiện dấu hiệu bất thường
trong vận hành thị trường điện;
b) Theo đề nghị bằng văn bản của thành
viên tham gia thị trường điện trong đó nêu rõ nội dung và lý do hợp lý để yêu cầu
kiểm toán đột xuất.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm đề xuất đơn vị kiểm toán độc lập đủ năng lực thực hiện
các nội dung kiểm toán thị trường điện trình Cục Điều tiết điện lực thông qua.
4. Các thành viên tham gia thị trường
điện có trách nhiệm hợp tác đầy đủ trong quá trình thực hiện kiểm toán thị trường
điện.
5. Chi phí kiểm toán
a) Do Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện chi trả trong các trường hợp kiểm toán theo quy định tại Khoản
1 và Điểm a Khoản 2 Điều này;
b) Do đơn vị đề nghị kiểm toán chi trả
trong trường hợp kiểm toán theo quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều này.
6. Trong thời hạn 10 ngày kể từ khi kết
thúc kiểm toán, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
gửi báo cáo kiểm toán cho Cục Điều tiết điện lực và các đơn vị liên quan.
Chương IX
GIẢI
QUYẾT TRANH CHẤP VÀ XỬ LÝ VI PHẠM
Mục 1. GIẢI QUYẾT
TRANH CHẤP
Điều 105.
Trình tự giải quyết tranh chấp trong thị trường điện
1. Các tranh chấp phát sinh trong thị
trường điện được giải quyết theo Quy định về trình tự, thủ tục giải quyết tranh
chấp trên thị trường điện lực do Bộ Công Thương ban hành.
2. Trước khi thực hiện giải quyết
tranh chấp theo quy định tại Khoản 1 Điều này, trong thời hạn 60 ngày kể từ thời
điểm phát sinh tranh chấp trong thị trường điện, các bên có trách nhiệm tiến
hành đàm phán để tự giải quyết tranh chấp theo một trong các hình thức sau:
a) Thương lượng;
b) Hòa giải.
Điều 106.
Trách nhiệm của các bên trong quá trình tự giải quyết tranh chấp
1. Thống nhất về hình thức tự giải quyết
tranh chấp, thời gian, địa điểm tiến hành đàm phán.
2. Cung cấp đầy đủ, trung thực, chính
xác những thông tin, tài liệu cần thiết liên quan đến nội dung tranh chấp.
3. Đưa ra chứng cứ hợp pháp để bảo
vệ quyền và lợi ích hợp pháp.
4. Tham gia quá trình đàm phán với
tinh thần thiện chí, hợp tác.
5. Trong quá trình tự giải quyết tranh
chấp, nếu phát hiện tranh chấp có dấu hiệu vi phạm quy định thị trường điện thì
bên phát hiện có trách nhiệm thông báo cho bên kia biết để dừng tự giải quyết
tranh chấp và báo cáo Cục Điều tiết điện lực.
Điều 107.
Thông báo tranh chấp và chuẩn bị đàm phán
1. Khi phát sinh tranh chấp, bên yêu cầu
có trách nhiệm thông báo bằng văn bản cho bên bị yêu cầu về việc tranh chấp và
yêu cầu giải quyết tranh chấp và gửi Cục Điều tiết điện lực 01 bản để báo cáo.
2. Trong thời hạn 15 ngày kể từ ngày
nhận được thông báo, các bên có trách nhiệm thống nhất về hình thức giải quyết
tranh chấp, nội dung cần giải quyết, thời gian và địa điểm đàm phán. Trường hợp
lựa chọn hình thức hòa giải thông qua trung gian, các bên có trách nhiệm thống
nhất về việc chọn người làm trung gian hòa giải. Các bên có quyền thỏa thuận
thay đổi người trung gian hòa giải trước thời gian dự kiến hòa giải đã thống nhất.
Điều 108. Tổ
chức tự giải quyết tranh chấp
1. Thương lượng
Các bên có trách nhiệm trao đổi, thỏa
thuận về các nội dung cần giải quyết.
2. Hòa giải
a) Các bên có thể mời chuyên gia có
chuyên môn hoặc đề nghị Cục Điều tiết điện lực cử cán bộ làm trung gian hòa giải
và thống nhất về trách nhiệm của người trung gian hòa giải;
b) Các bên có trách nhiệm cung cấp cho
người trung gian hòa giải nội dung vụ việc tranh chấp, các thông tin, tài liệu
có liên quan đến vụ việc tranh chấp và các yêu cầu giải quyết của từng bên;
c) Các bên có thể nhất trí với phương
án giải quyết của người trung gian hòa giải; yêu cầu người trung gian hòa giải
sửa đổi, bổ sung phương án giải quyết đó hoặc tự thỏa thuận để thống nhất
phương án giải quyết mới.
Điều 109.
Biên bản tự giải quyết tranh chấp
1. Sau khi kết thúc tự giải quyết
tranh chấp hoặc hết thời hạn tự giải quyết tranh chấp, các bên tranh chấp có
trách nhiệm lập Biên bản tự giải quyết tranh chấp bao gồm các nội dung sau:
a) Thời gian và địa điểm tiến hành tự
giải quyết tranh chấp;
b) Tên, địa chỉ các bên tham gia tự giải
quyết tranh chấp;
c) Tóm tắt nội dung tranh chấp;
d) Nội dung yêu cầu của các bên;
đ) Những nội dung đã được các bên thỏa
thuận;
e) Những nội dung các bên không thỏa
thuận được và lý do.
2. Trong thời hạn 05 ngày kể từ ngày lập
Biên bản tự giải quyết tranh chấp, các bên có trách nhiệm gửi Cục Điều tiết điện
lực 01 bản để báo cáo.
Điều 110. Giải
quyết tranh chấp tại Cục Điều tiết điện lực
1. Các bên có quyền gửi vụ việc lên Cục
Điều tiết điện lực để giải quyết tranh chấp trong các trường hợp sau:
a) Hết thời hạn tự giải quyết tranh chấp
theo quy định tại Khoản 2 Điều 105 Thông tư này mà vụ việc
tranh chấp hòa giải không thành hoặc không thể tổ chức tự giải quyết tranh chấp
được do một bên không tham gia tự giải quyết tranh chấp;
b) Một bên không thực hiện các nội
dung đã thỏa thuận trong Biên bản tự giải quyết tranh chấp.
Sau khi nhận được hồ sơ đề nghị giải
quyết tranh chấp hợp lệ theo quy định, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm giải
quyết tranh chấp theo trình tự, thủ tục theo quy định tại Quy định về trình tự,
thủ tục giải quyết tranh chấp trên thị trường điện lực do Bộ Công Thương ban
hành.
Mục 2. XỬ LÝ VI PHẠM
Điều 111.
Phát hiện và trình báo vi phạm
1. Các hành vi vi phạm trong thị trường
điện bị phát hiện phải được trình báo Cục Điều tiết điện lực bằng văn bản.
2. Nội dung trình báo hành vi vi phạm
bao gồm:
a) Ngày, tháng, năm trình báo;
b) Tên, địa chỉ tổ chức, cá nhân trình
báo;
c) Tên, địa chỉ tổ chức, cá nhân thực
hiện hành vi có dấu hiệu vi phạm;
d) Mô tả hành vi có dấu hiệu vi phạm;
đ) Thời gian, địa điểm xảy ra hành vi
có dấu hiệu vi phạm;
e) Lý do phát hiện hành vi có dấu hiệu
vi phạm (nếu có).
Điều 112. Xác
minh hành vi vi phạm
1. Trong thời hạn 05 ngày kể từ ngày
tiếp nhận vụ việc về hành vi có dấu hiệu vi phạm, Cục Điều tiết điện lực có trách
nhiệm thụ lý vụ việc. Trường hợp không thụ lý thì phải thông báo bằng văn bản
cho tổ chức, cá nhân trình báo.
2. Sau khi thụ lý vụ việc, Cục Điều tiết
điện lực có trách nhiệm tiến hành xác minh hành vi có dấu hiệu vi phạm. Trong
quá trình tiến hành xác minh hành vi vi phạm, Cục Điều tiết điện lực có quyền:
a) Yêu cầu đơn vị có dấu hiệu vi phạm,
các đơn vị liên quan cung cấp thông tin, tài liệu cần thiết phục vụ cho quá
trình xác minh;
b) Yêu cầu đơn vị có dấu hiệu vi phạm
giải trình;
c) Trưng cầu giám định, lấy ý kiến
chuyên gia hoặc ý kiến của cơ quan, đơn vị có liên quan;
d) Triệu tập đơn vị có dấu hiệu vi phạm,
các đơn vị bị ảnh hưởng do hành vi vi phạm để lấy ý kiến về hướng giải quyết và
khắc phục hành vi vi phạm.
3. Trong quá trình xác minh, Cục Điều tiết
điện lực có trách nhiệm giữ bí mật các thông tin, tài liệu được cung cấp theo
quy định về bảo mật thông tin theo quy định tại Thông tư này và các quy định
khác liên quan đến bảo mật thông tin.
Điều 113. Lập
Biên bản vi phạm hành chính
1. Trong thời hạn 60 ngày làm việc kể
từ ngày tiến hành xác minh, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm kết thúc xác
minh và lập Biên bản vi phạm hành chính đối với hành vi vi phạm quy định vận
hành thị trường điện. Trường hợp vụ việc có nhiều tình tiết phức tạp, thời hạn
xác minh có thể kéo dài nhưng không quá 30 ngày làm việc kể từ ngày hết hạn xác
minh.
2. Biên bản vi phạm hành chính được lập
theo quy định về xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực.
3. Trường hợp kết quả xác minh cho thấy
hành vi bị trình báo không vi phạm quy định vận hành thị trường điện, Cục Điều tiết
điện lực dừng xác minh, thông báo
cho tổ chức, cá nhân trình báo và cho tổ chức, cá nhân bị xác minh.
Điều 114. Xử
lý vi phạm
Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện
có hành vi vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực ngoài việc bị xử phạt vi
phạm hành chính theo quy định tại Nghị định của Chính phủ quy định về xử phạt
vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực, an toàn đập thủy điện, sử dụng năng
lượng tiết kiệm và hiệu quả còn bị đình chỉ tham gia thị trường điện, cụ thể
như sau:
1. Căn cứ vào mức độ nghiêm trọng của
hành vi vi phạm ảnh hưởng đến việc vận hành thị trường điện, Cục Điều tiết điện
lực ra quyết định đình chỉ tham gia thị trường điện đối với nhà máy điện. Thời
hạn đình chỉ tham gia thị trường điện là từ 06 tháng đến 01 năm tính từ ngày hiệu
lực của quyết định xử phạt vi phạm hành chính.
2. Trong thời hạn 01 ngày tính từ ngày
nhận được Quyết định đình chỉ nhà máy điện tham gia thị trường điện, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố việc đình chỉ quyền
tham gia thị trường điện đối với nhà máy điện vi phạm.
3. Hết thời hạn quy định tại Khoản 1 Điều
này, nhà máy điện vẫn chưa khắc phục vi phạm, Cục Điều tiết điện lực có quyền
ra quyết định gia hạn đình chỉ quyền tham gia thị trường điện.
4. Khi hoàn thành việc khắc phục hành
vi vi phạm và các nghĩa vụ quy định trong quyết định đình chỉ tham gia thị trường
điện, nhà máy điện có trách nhiệm gửi tài liệu chứng minh tới Cục Điều tiết
điện lực và tham gia thị trường điện sau khi hết thời hạn bị đình chỉ.
Chương X
TỔ CHỨC THỰC HIỆN
Điều 115.
Trách nhiệm của Cục Điều tiết điện lực
1. Phổ biến, kiểm tra và giám sát việc
thực hiện Thông tư này.
2. Hướng dẫn hoặc trình Lãnh đạo Bộ hướng
dẫn thực hiện các nội dung mới phát sinh hoặc vướng mắc trong quá trình thực hiện
Thông tư này.
Điều 116.
Trách nhiệm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam
Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách
nhiệm chỉ đạo Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và các đơn vị có
liên quan:
1. Rà soát, hiệu chỉnh các quy trình kỹ
thuật trình Cục Điều tiết điện lực ban hành sau 30 ngày kể từ ngày ban hành Thông
tư này, bao gồm:
a) Quy trình lập kế hoạch vận hành
năm, tháng và tuần tới;
b) Quy trình lựa chọn nhà máy mới tốt
nhất và tính toán giá công suất thị trường;
c) Quy trình mô phỏng thị trường điện;
d) Quy trình tính toán giá trị nước;
đ) Quy trình phân loại tổ máy và tính
giá trần bản chào của nhà máy nhiệt điện;
e) Quy trình lập lịch huy động các tổ
máy phát điện, vận hành thời gian thực và tính toán thanh toán trong thị trường
điện;
g) 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;
h) Quy trình phối hợp đối soát số liệu thanh
toán giữa Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, các đơn vị phát điện
và Đơn vị mua buôn duy nhất;
i) Quy trình tối ưu sử dụng nguồn
nhiên liệu khí phục vụ công tác lập lịch huy động ngày tới;
k) Quy trình phối hợp xác nhận các sự
kiện phục vụ các khoản thanh toán trên thị trường điện.
l) Quy trình đào tạo, kiểm tra và công
nhận chức danh kỹ sư điều hành giao dịch thị trường điện;
m) Quy trình điều chỉnh sản lượng hợp
đồng.
2. Đầu tư, xây dựng, lắp đặt và nâng cấp
Hệ thống thông tin thị trường điện và các phần mềm phục vụ thị trường điện phù
hợp với yêu cầu theo quy định tại Thông tư này.
Điều 117.
Trách nhiệm của các đơn vị liên quan
1. Các đơn vị tham gia thị trường điện
có trách nhiệm hoàn thiện các trang thiết bị thông tin phù hợp với Hệ thống
thông tin thị trường điện theo quy định tại Thông tư này.
2. Các đơn vị phát điện tham gia thị
trường điện có trách nhiệm ký hợp đồng mua bán điện theo mẫu do Bộ Công Thương
ban hành áp dụng cho thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm nâng cấp Trang thông tin điện tử thị trường điện để
các đơn vị phát điện nộp hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện theo hình thức
trực tuyến thông qua Trang thông tin điện tử này.
Điều 118. Hiệu
lực thi hành
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể
từ ngày 15 tháng 11 năm 2018.
2. Bãi bỏ Thông tư số 30/2014/TT-BCT
ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị
trường phát điện cạnh tranh; Điều 1 Thông tư số 51/2015/TT-BCT ngày 29 tháng 12
năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư
số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định
vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19
tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xây dựng
giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện; Điều 3 Thông tư số
13/2017/TT-BCT ngày 03 tháng 8 năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ
sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT quy định phương pháp xác định
giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện, Thông tư số
30/2014/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư số
57/2014/TT-BCT quy định phương pháp, trình tự xây dựng và ban hành khung giá
phát điện; Điều 13 Thông tư số 21/2015/TT-BCT ngày 23 tháng
6 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá dịch
vụ phụ trợ hệ thống điện, trình tự kiểm tra hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ
thống điện, tính từ ngày Thông tư này có hiệu lực thi hành.
3. Trong quá trình thực hiện, nếu phát
sinh vướng mắc, tổ chức cá nhân trách nhiệm phản ánh về Bộ Công Thương để bổ
sung, sửa đổi cho phù hợp./.
|
Nơi nhận:
-
Văn
phòng Tổng Bí thư;
- Thủ tướng, các Phó Thủ tướng;
- Các Bộ, Cơ quan ngang Bộ, Cơ quan thuộc Chính phủ;
- UBND các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương;
- Viện Kiểm sát Nhân dân Tối cao, Tòa án Nhân dân Tối cao;
- Kiểm toán Nhà nước;
- Các Thứ trưởng;
- Cục Kiểm tra văn bản QPPL (Bộ Tư pháp);
- Công báo;
- Website Chính phủ, Bộ Công Thương;
- Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
- Tập đoàn Dầu khí Việt Nam;
- Tập đoàn Công nghiệp Than-Khoáng sản Việt Nam;
- Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia;
- Các Tổng công ty Phát điện;
-
Lưu.
VT, PC, ĐTĐL.
|
BỘ TRƯỞNG
Trần Tuấn Anh
|