Thuộc tính
Nội dung
Tiếng Anh (English)
Văn bản gốc/PDF
Lược đồ
Liên quan hiệu lực
Liên quan nội dung
Thuộc tính
Tải về
Các bản dự thảo

Đang tải văn bản...

Thông tư 45/2011/TT-BCT sửa đổi Thông tư 18/2010/TT-BCT

Số hiệu:	45/2011/TT-BCT	Loại văn bản:	Thông tư
Nơi ban hành:	Bộ Công thương	Người ký:	Hoàng Quốc Vượng
Ngày ban hành:	30/12/2011	Ngày hiệu lực:	Đã biết
Ngày công báo:	Đã biết	Số công báo:	Đã biết
		Tình trạng:	Đã biết

BỘ CÔNG THƯƠNG --------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ----------------
Số: 45/2011/TT-BCT	Hà Nội, ngày 30 tháng 12 năm 2011

THÔNG TƯ

SỬA ĐỔI, BỔ SUNG MỘT SỐ ĐIỀU CỦA THÔNG TƯ SỐ 18/2010/TT-BCT NGÀY 10 THÁNG 5 NĂM 2010 CỦA BỘ CÔNG THƯƠNG QUY ĐỊNH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH

Căn cứ Nghị định số 189/2007/NĐ-CP ngày 27 tháng 12 năm 2007 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương; Nghị định số 44/2011/NĐ-CP ngày 14 tháng 6 năm 2011 của Chính phủ sửa đổi, bổ sung Điều 3 Nghị định số 189/2007/NĐ-CP ngày 27 tháng 12 năm 2007 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;

Căn cứ Luật Điện lực ngày 03 tháng 12 năm 2004;

Căn cứ Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 của Thủ tướng Chính phủ về việc phê duyệt lộ trình, các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam;

Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 18/2010/TT-BCT ngày 10 tháng 5 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh như sau:

Điều 1. Sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 18/2010/TT-BCT ngày 10 tháng 5 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh (sau đây viết tắt là Thông tư số 18/2010/TT- BCT) như sau:

1. Sửa đổi khoản 33, khoản 51, khoản 56, khoản 63; bổ sung khoản 72a, khoản 72b Điều 3 như sau:

“Điều 3. Giải thích từ ngữ

33. Hệ số tải trung bình năm hoặc tháng là tỷ lệ giữa tổng sản lượng điện năng phát trong một năm hoặc một tháng và tích của tổng công suất đặt với tổng số giờ tính toán hệ số tải năm hoặc tháng.

51. 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.

56. Phụ tải hệ thống là tổng sản lượng điện năng của toàn hệ thống điện tính quy đổi về đầu cực các tổ máy phát điện và sản lượng điện năng nhập khẩu trong một chu kỳ giao dịch trừ đi sản lượng của các tổ máy điện có công suất nhỏ hơn 30MW.

63. Suất hao nhiệt là lượng nhiệt năng tiêu hao của tổ máy hoặc nhà máy điện để sản xuất ra một đơn vị điện năng khi vận hành ở chế độ tải bình quân, được xác định cho từng loại công nghệ nhiệt điện.”

“72a. 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.

72b. 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.”

2. Bãi bỏ khoản 73, khoản 74 và khoản 75 Điều 3.

3. Sửa đổi điểm c khoản 1 Điều 17 như sau:

“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 năm tới, bao gồm các nội dung sau:

c) Tính toán giá trị nước và mức nước tối ưu của các hồ chứa thủy điện;”

4. Sửa đổi điểm c khoản 1 Điều 18 như sau:

“Điều 18. Phân loại các nhà máy thuỷ điện

1. Các nhà máy thuỷ điện trong thị trường điện được phân loại cụ thể như sau:

c) Nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết trên một tuần và các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa dưới một tuần.”

5. Sửa đổi điểm a, điểm b và điểm đ khoản 1 Điều 22 như sau:

“Điều 22. Xác định giới hạn giá chào của tổ máy nhiệt điện

1. Xác định giá trần của tổ máy nhiệt điện

a) Giá trần bản chào giá của tổ máy nhiệt điện được xác định theo công thức sau:

P_tr = (1 + f + K_DC) x P_NL x HR

Trong đó:

Ptr : Giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện (đồng/kWh);

f: Hệ số chi phí phụ, được tính bằng tỷ lệ của tổng các chi phí khởi động, chi phí nhiên liệu - vật liệu phụ và chi phí vận hành bảo dưỡng biến đổi cho phát điện so với chi phí nhiên liệu chính;

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%;

PNL: Giá nhiên liệu chính của tổ máy nhiệt điện;

HR: Suất hao nhiệt của tổ máy nhiệt điện.

b) Giá nhiên liệu dùng để tính giá trần bản chào là mức giá nhiên liệu 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. Giá nhiên liệu năm N là giá nhiên liệu do cơ quan nhà nước có thẩm quyền công bố cho năm N, trong trường hợp không có thì giá nhiên liệu của năm N được tính bằng trung bình của giá nhiên liệu thực tế đã sử dụng cho thanh toán của 12 tháng gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch vận hành năm N.

đ) Hệ số chi phí phụ (hệ số f) của tổ máy nhiệt điện được Đơn vị mua buôn duy nhất xác định căn cứ trên số liệu trong hợp đồng mua bán điện hoặc hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Trường hợp hệ số chi phí phụ của tổ máy nhiệt điện không có trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện thì hệ số chi phí phụ của tổ máy nhiệt điện đó được xác định theo Thông tư số 41/2010/TT-BCT ngày 14 tháng 12 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện; trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành khung giá phát điện và phê duyệt hợp đồng mua bán điện.”

6. Sửa đổi Điều 23 như sau:

“Điều 23. Giới hạn chào giá đối với các nhà máy điện BOT

1. Trường hợp nhà máy điện BOT là nhà máy nhiệt điện:

a) Giá trần bản chào bằng giá thành phần điện năng trong hợp đồng mua bán điện của nhà máy BOT khi vận hành ở mức tải 100% và tại các điều kiện nhiệt độ tham chiếu;

b) Giá sàn bản chào bằng 1 đồng/kWh.

2. Trường hợp nhà máy điện BOT là nhà máy thuỷ điện, giới hạn giá chào của nhà máy được quy định tại khoản 13 Điều 1 Thông tư này.”

7. Sửa đổi khoản 2 Điều 27 như sau:

“Điều 27. Xác định sản lượng hợp đồng năm

Sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện được xác định trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới, bao gồm các bước sau:

2. Tính toán 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 : 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 mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc 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). Trong trường hợp chưa có số liệu về sản lượng điện năng phát bình quân nhiều năm, sản lượng này được xác định từ kế hoạch vận hành hệ thống điện năm trên cơ sở tối ưu thủy nhiệt điện căn cứ theo giá phát điện quy định trong hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện.”

8. Sửa đổi khoản 3 Điều 32 như sau:

“Điều 32. 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:

3. Giá trị nước của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết trên một tuần.”

9. Sửa đổi khoản 1 Điều 34 như sau:

“Điều 34. 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 số 18/2010/TT-BCT; quy định tại khoản 5 Điều 1 Thông tư này và căn cứ theo:

a) Giá nhiên liệu của các nhà máy nhiệt điện trong tháng tới.

Giá nhiên liệu tháng tới là giá nhiên liệu của tháng tới đã được cơ quan có thẩm quyền công bố. Trong trường hợp không có số liệu về giá nhiên liệu được cơ quan có thẩm quyền công bố, 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. Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm cập nhật các thông tin về giá nhiên liệu của các nhà máy nhiệt điện trong tháng tới và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

b) Kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện cho tháng tới theo quy định tại Điều 33 Thông tư số 18/2010/TT-BCT.”

10. Bổ sung Điều 34a sau Điều 34 như sau:

“Điều 34a. 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 tháng M bị thay đổi so với kế hoạch vận hành năm theo yêu cầu 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.

2. Nguyên tắc điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng: Dịch chuyển giữa các tháng phần sản lượng Qc tương ứng với thời gian sửa chữa, đảm bảo tổng Qc các tháng có điều chỉnh là không đổi.”

11. Sửa đổi Điều 35 như sau:

“Điều 35. 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 để xác định sản lượng dự kiến từng giờ trong tháng của nhà máy điện.

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 số 18/2010/TT-BCT và khoản 10 Điều 1 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.

4. Trường hợp tổng sản lượng dự kiến phát của nhà máy điện trong mọi chu kỳ giao dịch i của tháng bằng không thì sản lượng hợp đồng trong mọi chu kỳ giao dịch của tháng đó bằng không.

5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi kết quả tính toán sản lượng hợp đồng giờ cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch theo thời gian biểu thị trường điện quy định tại Phụ lục 1 Thông tư số 18/2010/TT-BCT.

6. 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 khoản 10 Điều 1 (nếu có) và sản lượng hợp đồng giờ theo kết quả tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.”

12. Sửa đổi điểm c khoản 2 Điều 36 như sau:

“Điều 36. 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:

c) Giá trị nước của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết trên một tuần và sản lượng dự kiến hàng giờ của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa dưới một tuần;”

13. Sửa đổi Điều 37 như sau:

“Điều 37. Giới hạn giá chào của nhà máy thuỷ điện

Giới hạn giá chào của nhà máy thủy điện 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 36 Thông tư số 18/2010/TT-BCT và khoản 12 Điều 1 Thông tư này, cụ thể như sau:

1. Giá sàn bản chào của nhà máy thuỷ điện bằng 0 đồng/kWh.

2. Giá trần bản chào của nhà máy thuỷ điện bằng 110% giá trị nước. Trong trường hợp giá trị nước nhỏ hơn hoặc bằng 0 đồng/kWh, giá trần bản chào của nhà máy thủy điện bằng 0 đồng/kWh.”

14. Sửa đổi Điều 38 như sau:

“Điều 38. Thông tin cho vận hành thị trường điện ngày tới

Trước 9h00 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 và từng miền Bắc, Trung, Nam.

2. Sản lượng dự kiến của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.

3. Tổng sản lượng khí dự kiến ngày tới của các nhà máy tuabin 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. Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp theo quy định tại Điều 58 và Điều 59 Thông tư số 18/2010/TT-BCT.

6. Các kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương Quy định hệ thống điện truyền tải.”

15. Bổ sung điểm d khoản 4 và sửa đổi khoản 5 Điều 39 như sau:

“Điều 39. Bản chào giá

Bản chào giá phải tuân thủ các nguyên tắc sau:

4. Có các thông tin về thông số kỹ thuật của tổ máy, bao gồm:

d) Ràng buộc kỹ thuật khi vận hành đồng thời các tổ máy.

5. Công suất công bố của tổ máy trong bản chào ngày D không thấp hơn mức công suất công bố trong ngày D-2 theo Quy trình đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn được quy định tại Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương Quy định hệ thống điện truyền tải trừ trường hợp sự cố kỹ thuật bất khả kháng. Nhà máy có trách nhiệm cập nhập công suất công bố khi có sự cố dẫn đến giảm công suất khả dụng.”

16. Sửa đổi điểm a khoản 3 Điều 44 như sau:

“Điều 44. Bản chào giá lập lịch

3. Bản chào giá mặc định của các nhà máy điện được xác định như sau:

a) Đối với các nhà máy nhiệt điện, bản chào giá mặc định là bản chào giá hợp lệ gần nhất. Trong trường hợp bản chào giá hợp lệ gần nhất không phù hợp với trạng thái vận hành thực tế của tổ máy, bản chào giá mặc định là bản chào giá tương ứng với trạng thái hiện tại và nhiên liệu sử dụng trong bộ bản chào giá mặc định áp dụng cho tháng đó của tổ máy. Đơn vị chào giá có trách nhiệm xây dựng bộ bản chào mặc định áp dụng cho tháng tới của tổ máy nhiệt điện tương ứng với các trạng thái vận hành và nhiên liệu của tổ máy và nộp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 25 hàng tháng.”

17. Bổ sung khoản 7a sau khoản 7 Điều 45 như sau:

“Điều 45. Số liệu sử dụng cho lập lịch huy động ngày tới

7a. Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện.”

18. Bổ sung khoản 8 Điều 50 như sau:

“Điều 50. 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:

8. Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện.”

19. Sửa đổi Điều 51 như sau:

“Điều 51. Điều chỉnh sản lượng công bố của nhà máy thuỷ 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 14 Điều 1 Thông tư này trong các trường hợp sau:

a) Có biến động bất thường về thuỷ văn;

b) Có cảnh báo thiếu công suất theo lịch huy động ngày tới;

c) Có quyết định của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền về điều tiết hồ chứa của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu phục vụ mục đích chống lũ, tưới tiêu.

2. Phạm vi điều chỉnh sản lượng giờ của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong các trường hợp quy định tại điểm a và điểm b khoản 1 Điều này do Cục Điều tiết điện lực quy định hàng năm theo đề xuất của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trên cơ sở đánh giá kết quả vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong năm liền trước. Trong năm đầu tiên vận hành thị trường điện phạm vi điều chỉnh là ±5% của tổng công suất đặt của các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu đang vận hành.”

20. Sửa đổi khoản 1, khoản 3 Điều 52 như sau:

“Điều 52. 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.

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 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.”

21. Bổ sung khoản 3 Điều 54 như sau:

“Điều 54. Điều độ hệ thống điện thời gian thực

3. Đơn vị phát điện sở hữu các nhà máy thuỷ điện có trách nhiệm tuân thủ theo quy định về mức nước giới hạn tuần được quy định tại điểm d khoản 2 Điều 36 Thông tư số 18/2010/TT-BCT.

Trường hợp hồ chứa của nhà máy thuỷ điện vi phạm mức nước giới hạn tuần, 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.

Trong trường hợp nhà máy có hai tuần liền vi phạm mức nước giới hạn tuần thì tuần tiếp theo không được chào giá và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép can thiệp vào lịch huy động các nhà máy điện này căn cứ kết quả tính toán giá trị nước để đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần và các yêu cầu về an ninh hệ thống điện.

Trong thời gian bị can thiệp các nhà máy này được thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện.

Nhà máy thuỷ điện được tiếp tục tham gia chào giá vào tuần tiếp theo sau khi đã đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần.”

22. Sửa đổi khoản 2 Điều 59 như sau:

“Điều 59. Xử lý điện năng nhập khẩu trong lập lịch huy động

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.”

23. Sửa đổi Điều 60 như sau:

“Điều 60. 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.”

24. Sửa đổi điểm b khoản 1 Điều 63 như sau:

“Điều 63. 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:

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 được sắp xếp cố định dưới phần nền của biểu đồ phụ tải hệ thống điện.”

25. Sửa đổi khoản 1 Điều 64 như sau:

“Điều 64. Xác định công suất thanh toán

1. Sau ngày giao dịch D, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch công suất cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D theo trình tự sau:

a) Tính toán phụ tải hiệu chỉnh trong chu kỳ giao dịch bằng phụ tải hệ thống cộng thêm các thành phần sau:

- Công suất dự phòng quay cho chu kỳ giao dịch;

- Công suất điều tần cho chu kỳ giao dịch;

- Thành phần công suất khuyến khích và công suất của các tổ máy phát tăng thêm (được tính bằng 3% phụ tải hệ thống của chu kỳ giao dịch).

b) Sắp xếp các dải công suất trong bản chào giá lập lịch của các đơn vị phát điện và 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 cho chu kỳ giao dịch đó theo phương pháp lập lịch không ràng buộc cho đến khi tổng công suất được sắp xếp đạt mức phụ tải hiệu chỉnh. 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, công suất điều tần, dự phòng quay và công suất phát tăng thêm của các tổ máy phát điện cho chu kỳ giao dịch của tổ máy được sắp xếp với giá chào bằng 0 đồng/kWh.”

26. Sửa đổi khoản 1, khoản 3, khoản 4; bổ sung khoản 3a Điều 66 như sau:

“Điều 66. 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 (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 độ (Qdu);

d) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmp).”

3. Sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:

a) Xác định các tổ máy phát tăng thêm do ràng buộc truyền tải hoặc các ràng buộc khác trong chu kỳ giao dịch;

b) 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 tổ máy không bị ràng buộc phải phát theo lịch huy động giờ tới và phát tăng công suất theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch:

Trường hợp tổ máy đã bị ràng buộc phải phát theo lịch huy động giờ tới:

Trong đó:

: Sản lượng điện năng phát tăng thêm của tổ máy tính tại đầu cực trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: Công suất thực hiện phát của tổ máy theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong chu kỳ giao dịch i (kW);

: Công suất của tổ máy được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (kW);

: Công suất của tổ máy theo lịch huy động giờ tới trong chu kỳ giao dịch i (kW);

: Khoảng thời gian tổ máy phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (phút);

: Khoảng thời gian tổ máy duy trì đúng công suất phát tăng thêm theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (phút).

“3a. 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 theo trình tự sau:

a) Xác định sản lượng huy động theo lệnh điều độ:

Sản lượng huy động theo lệnh điều độ của Đơn vị phát điện 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);

Qdd_i : Sản lượng huy động theo lệnh điều độ tính tại đầu cực máy phát xác định cho chu kỳ giao dịch i;

: Công suất tổ máy đang vận hành tại thời điểm ;

: 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 là công

suất tổ máy đạt được tại thời điểm

Khoảng thời gian gian từ thời điểm lệnh điều độ công suất đến

thời điểm

mà tổ máy phát điện đạt được công suất

được xác định như sau:

a: Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy (MW/p).

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 ) về vị trí đo đếm;

c) Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

Qdui : Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ tính tại đầu cực máy phát xác định cho chu kỳ giao dịch i;

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) Sai số điện năng điều độ đối với các tổ máy có công suất lắp đặt dưới 100MW là 5%, đối với các tổ máy có công suất lắp đặt từ 100MW trở lên là 3%.

Trường hợp sản lượng Qdui nằm trong giới hạn sai số cho phép thì phần sản lượng này bằng không ( Qdui =0).

4. Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo công thức sau:

Trường hợp sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ dương ( Qdui > 0):

Trường hợp sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ âm ( Qdui < 0):

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);

Qbp_i : Sản lượng điện được thanh toán theo giá chào trong chu kỳ giao dịch i đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường (kWh);

Qconi : Sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

Qdu : Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i.”

27. Sửa đổi khoản 1, điểm a khoản 3; bổ sung khoản 5 và khoản 6 Điều 67 như sau:

“Điều 67. 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 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).

3. Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường trong chu kỳ thanh toán được xác định theo trình tự sau:

a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

Trong đó:

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 và được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường;

J: Tổng số dải chào trong bản chào giá của nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường và được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường;

: Giá chào tương ứng với dải chào j trong bản chào của các tổ máy của nhà máy nhiệt điện g trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

: Mức giá chào cao nhất trong các dải chào được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch I (đồng/kWh);

: Tổng công suất được chào với mức giá trong bản chào của nhà máy nhiệt điện được huy động trong chu kỳ giao dịch i và quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);

Qbpi : Tổng sản lượng điện năng có giá chào cao hơn giá trần thị trường của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh).

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 cuối cùng phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).

5. Trường hợp nhà máy thuỷ điện được huy động do điều kiện ràng buộc phải phát và có giá chào cao hơn giá trần thị trường hoặc được huy động công suất với dải chào giá cao hơn giá trần thị trường thì nhà máy được thanh toán cho phần sản lượng phát tương ứng trong chu kỳ đó bằng giá trần thị trường.

6. Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch.

a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức:

- 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);

Pb min i : 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 chào của của tổ máy đắt nhất được thanh toán trong chu kỳ giao dịch i.

b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

Trong đó:

Rdu : Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng 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 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).”

28. Bổ sung khoản 4, khoản 5, khoản 6 và khoản 7 Điều 75 như sau:

“Điều 75. Thanh toán khác

4. Trường hợp nhà máy điện tuabin khí có thời điểm vận hành chu trình đơn, vận hành với nhiên liệu hỗn hợp hoặc không phải nhiên liệu chính thì việc thanh toán cho các chu kỳ giao dịch đó không thực hiện theo quy định tại Mục 3 Chương VI Thông tư 18/2010/TT-BCT mà 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.

5. Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện tách khỏi hệ thống điện quốc gia và đấu nối vào lưới điện mua từ nước ngoài, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong ngày giao dịch được thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện.

6. Trường hợp tổ máy bị ràng buộc phải phát giảm công suất (do các nguyên nhân không phải lỗi của nhà máy) dẫn đến không đảm bảo sản lượng hợp đồng giờ, thì sản lượng hợp đồng giờ áp dụng cho thanh toán trong thị truờng điện được điều chỉnh bằng sản lượng phát thực tế của tổ máy trong chu kỳ giao dịch đó. Trường hợp tổ máy phải khởi động lại phải có xác nhận của các đơn vị liên quan để tính toán cho phần chi phí khởi động của nhà máy.

7. Trường hợp tổ máy phát điện có thí nghiệm theo lịch đã được phê duyệt, tổ máy được thanh toán theo thoả thuận giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn duy nhất.”

29. Sửa đổi khoản 1 Điều 82 như sau:

“Điều 82. 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 hoá 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.”

Điều 2. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 15 tháng 02 năm 2012.

2. Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực, Chánh Văn phòng Bộ, Chánh Thanh tra Bộ, Vụ trưởng các Vụ, Tổng Cục trưởng Tổng cục Năng lượng, Thủ trưởng các đơn vị có liên quan thuộc Bộ Công Thương; và các tổ chức, cá nhân có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Thông tư này./.

Nơi nhận:
- 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 ND Tối cao, Toà án ND Tối cao;
- Kiểm toán Nhà nước;
- Lãnh đạo Bộ Công Thương;
- Cục Kiểm tra văn bản QPPL (Bộ Tư pháp);
- Công báo; Website Chính phủ; Website Bộ Công Thương
- Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
- Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia;
- Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia;
- Công ty mua bán điện; Các Tổng công ty Điện lực;
- Lưu: VT, ĐTĐL, PC.

KT. BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG

Hoàng Quốc Vượng

THE MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE -------	THE SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence– Freedom – Happiness ---------------
No.: 45/2011/TT-BCT	Hanoi, December 30, 2011

CIRCULAR

AMENDING AND SUPPLEMENTING A NUMBER OF ARTICLES OF THE CIRCULAR NO.18/2010/TT-BCT OF MAY 10, 2010 OF THE MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE DEFINING THE OPERATION OF COMPETITIVE ELECTRICITY GENERATION MARKET

Pursuant to the Decree No. 189/2007/ND-CP of December 27, 2007 of the Government defining the functions, duties, powers and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade; Decree No. 44/2011/ND- CP of June 14, 2011 of the Government amending and supplementing Article 3 of Decree No. 189/2007/ND-CP of December 27, 2007 of the Government defining the functions, duties, powers and organizational structure of Ministry of Industry and Trade;

Pursuant to the Electricity Law of December 3, 2004;

Pursuant to the Decision No. 26/2006/QD-TTg of January 26, 2006 of the Prime Minister approving the roadmap, conditions for formation and development of different levels of the electricity market in Vietnam;

The Minister of Industry and Trade amends and supplements a number of articles of the Circular No. 18/2010/TT- BCT of May 10, 2010 of the Minister of Industry and Trade defining the operation of the competitive electricity generation market as follows:

Article 1. To amend and supplement a number of provisions of the Circular No. 18/2010/TT-BCT of May 10, 2010 of the Minister of Industry and Trade defining the operation of the competitive electricity generation market (hereinafter referred to as the Circular No. 18/2010/TT- BCT) as follows:

1. To amend Clause 33, Clause 51, Clause 56, Clause 63; to supplement Clause 72a and Clause 72b of Article 3 as follows:

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

33. The annual or monthly average load coefficient is the ratio between the total electric energy generated in a year or a month and the product of total installed capacity and total calculated hours of annual or monthly load coefficient.

51. BOT Power Plant is a Power Plant being invested in the form of Build - Operate - Transfer through contracts between investors and authorized state agencies.

56. System sub-loading is the total electric energy output of the entire electrical system converted to the pole terminal of the generating sets and imported output of electric energy in a transaction cycle minus the output of generating sets having capacity less than 30 MW.

63. Heat consumption rate is the amount of consumed heat energy of generating set or power plant in order to produce one electrical unit when operating at average load mode, determined for each type of thermoelectric technology. "

"72A. The total calculated hours for annual load coefficient is the total number of hours of the entire year N in regards to generating sets put into commercial operation from year N-1 backward, or the total number of hours from the time of commercial operation of generating set to the end of the year in regards to generating sets put into commercial operation in year N, minus the repair time of generating sets under the plan approved in year N.

72B. The total calculated hours for monthly load coefficient is the total number of hours of the entire month M in regards to generating sets put into commercial operation in month M-1 backward, or the total number of hours from the time of commercial operation of generating sets to the end of the month in regards to generating sets put into commercial operation in month M, minus the repair time of generating sets under the plan approved in month M.

2. To annul Clause 73, Clause 74 and Clause 75 of Article 3.

3. To amend Point c, Clause 1 of Article 17 as follows:

"Article 17. Operation Plan for the succeeding year

...

c) To calculate value of water and the optimum water level of hydroelectric reservoirs; "

4. To amend point c, Clause 1 of Article 18 as follows:

"Article 18. Classification of hydroelectric power plants

1. Hydroelectric power plants in the electricity market are classified as follows:

c) Hydroelectric power plant with moderating reservoir over a week and Hydroelectric power plant with moderating reservoir less than a week. "

5. To amend point a, point b and point d, Clause 1 of Article 22 as follows:

"Article 22. Determination of the limit of offer price of thermo generating set

1. Determination of the ceiling price of thermo generating set

a) The ceiling price of quotation of the thermo generating set is determined by the following formula:

...

of which:

Ptr: the ceiling price of quotation of the thermo generating set (VND / kWh);

f: extra cost coefficient, calculated by the ratio of total startup costs, costs of subsidiary fuel - materials and costs of converted operation and maintenance for electricity generation compared to the cost of main fuel;

KDC: ceiling price adjustment coefficient according to result of classification of thermo generating set. For thermo generating set running at stand-by mode, the KDC = 0; for thermoelectric generators running at medium mode, KDC = 5%; for thermo generating set running at peak mode, KDC = 20%;

PNL: The price of main fuel used by thermo generating set;

HR: The Heat consumption rate of thermo generating set.

b) Fuel prices used to calculate ceiling price of the quotation is the estimated price of fuel for year N provided by unique wholesale purchase unit to operation unit of power system and electricity market. The fuel price in year N is the fuel price publicized by state authority for the year N; in the absence of the publicized price, fuel price of the year N is calculated by the average of the actual fuel price used for payment for the latest 12 months before the time of making the operation plan for year N.

dd) The extra cost coefficient (coefficient f) of the thermo generating set shall be determined by the unique wholesale purchase unit basing on data in the electricity sale contract or negotiation file of electricity sale contract and be supplied to operation unit of power system and electricity market. In case the extra cost coefficients of thermo generating set are not included in the contract or in the negotiation file of electricity sale contract , then the extra cost coefficient of such thermo generating set shall be determined according to the Circular No. 41/2010 / TT-BCT of December 14, 2010 of the Minister of Industry and Trade moderating the determination method of electricity generating prices; the order and procedures of formulation and issuing price frame for generating electricity and approving electricity sale contracts. "

6. To amend Article 23 as follows:

...

1. For BOT power plants being thermo power plants:

a) The ceiling price of the quotation is equal to the component price of electric energy in the electricity sale contract of BOT power plant when operating at 100% load and at referential temperature conditions;

b) The floor price of quotation is 1VND / kWh.

2. For BOT power plants being hydroelectric power plants, limit of offer price of the plant is prescribed in Clause 13, Article 1 of this Circular. "

7. To amend Clause 2 of Article 27 as follows:

"Article 27. Specification of the annual contractual output
The annual contractual output of the power plants shall be determined during the making process of operation plan for the succeeding year, including the following steps:

2. To calculate the annual planned output using the following fomula:

AGO = EGO

...

AGO = a x GO

EGO < a x GO

AGO = b x GO

EGO > b x GO

Of which:

AGO: The annual planned output of the power plant for year N (kWh);

EGO: The estimated output of the power plant for year N determined from the market simulation model using the method of scheduling converted to measurement position (kWh);

...

8. To amend Clause 3 of Article 32 as follows:

"Article 32. Calculation of the water value

The power system operation unit and electricity market are responsible for calculating the water value for every week in the succeeding month. Results of calculation of water value shall be used for making the operation plan for the succeeding month, including:

3. The water value of the hydroelectric power plants with moderating reservoir over a week. "

9. To amend Clause 1 of Article 34 as follows:

"Article 34. Adjustment of ceiling price of the quotation of the thermo generating set

1. Power system operation unit and electricity market is responsible for calculating and adjusting the ceiling price of the quotation of thermo generating sets for the succeeding month by the method specified in Article 22 of the Circular No. 18/2010/TT-BCT, in Clause 5, Article 1 of this Circular and based on:

a) The fuel price of thermo power plants in the succeeding month.

The fuel price in the succeeding month is fuel price of the succeeding month publicized by the authorized agency. In case of the absence of data on fuel price publicized by the authorized agency, then the fuel price for the succeeding month shall be the fuel price under the payment documents of the latest month before the time of planning for the succeeding month. The unique wholesale purchase unit is responsible for updating the information on the fuel price of the thermo power plants in the succeeding month and providing to the power system operation unit and electricity market;

...

10. To supplement an Article 34a after Article 34 as follows:

"Article 34a. Adjustment of the monthly contractual output

1. The monthly contractual output may be adjusted when the maintenance and repair Schedule for the plant for month M is changed compared with the annual operation plan under the requirement of power system operating unit and electricity market in order to ensure the power system security, not the causes of the plant.

2. The principles for adjustment of monthly contractual output: Shifting between the months the Qc output corresponding to repair time, ensuring the total Qc of adjusted months unchanged. "

11. To amend Article 35 as follows:

"Article 35. Determination of hourly contractual output

The power system operation unit and electricity market shall determine the hourly contractual output in the succeeding month for power plant by the following steps:

1. Using market simulation models to determine the estimated hourly output in the month of the power plant.

2. Determining the hourly contractual output by the following formula:

...

Of which:

i: The ith transaction cycle in the month;
I: Total number of cycles in the month;
: Contractual Output of power plant in the transaction cycle i (kWh);
: Estimated generated output of the power plant in the transaction cycle i determined from the market simulation model by the method of constrained scheduling (kWh);
: Monthly contractual output of the power plant determined by Article 28 of Circular No. 18/2010/TT-BCT and Clause 10, Article 1 of this Circular (kWh).

3. In case the contractual output of the power plant in the transaction cycle i is higher than the highest generated output of the power plant, then the contractual output in such transaction cycle is adjusted to be equal to the highest generated output of the power plant.

4. If the total estimated generated output of power plants in every transaction cycle i of the month is zero , the contractual output in every transaction cycle of the month is zero.

5. The power system operation unit and electricity market shall send the results of calculation of hourly contractual output to the unique wholesale purchase unit and electricity generating unit of direct transaction under the electricity market schedule specified in Appendix 1 of the Circular No.18/2010/TT-BCT.

6. The unique wholesale purchase unit and electricity generating unit of direct transaction are responsible for certifying the monthly contractual output adjusted according to Clause 10, Article 1 (if any) and hourly contractual output under the calculation result of power system operation unit and electricity market. "

12. To amend Point c, Clause 2 of Article 36 as follows:

"Article 36. Water value in the succeeding week

2. The power system operation unit and electricity market are responsible for updating information, re-calculating the water value for the succeeding week and announcing the following results:
c) The water value of the hydroelectric power plants with the moderating reservoir over a week and estimated hourly output of hydroelectric power plants with moderating reservoir less than a week; "

...

"Article 37. Limit of offered price of hydroelectric power plants
Limit of offered price of hydroelectric power plants is determined based on the value of water in the succeeding week of such plant which is publicized as prescribed in Clause 2 of Article 36 of the Circular No.18/2010/TT-BCT and Clause 12, Article 1 of this Circular, specifically as follows:
1. The floor price of the quotation of hydroelectric power plant is 0 VND / kWh.
2. The ceiling price of quotation of hydroelectric power plant is 110% of the water value. In case the water value is less than or equal to 0 VND / kWh, the ceiling price of the quotation of hydroelectric power plant is 0 VND / kWh. "

14. To amend Article 38 as follows:

"Article 38. Information for operation of electricity market for the succeeding date

Before 9.00 am of date D-1, the power system operation unit and electricity market shall determine, calculate and publicize the following information:

1. The sub-loading forecasting diagram of day D of the entire system and of each Northern, Central and Southern region. .

2. The estimated output of multi-objective strategic hydroelectric power plants during each transaction cycle of succeeding date.

3. Total estimated gas output for the succeeding date of gas turbine plants sharing the same source of gas.

4. The estimated export-import electric output for each transactions cycle of day D.

5. The export-import electric output provided by the unique wholesale purchase unit under the provisions of Article 58 and Article 59 of the Circular No.18/2010/TT-BCT.

...

15. To supplement Point d, Clause 4 and to amend Clause 5 of Article 39 as follows:

"Article 39. The quotation
The quotation must comply with the following principles:

4. To have information on the technical parameter of the generating set, including:

d) Technical constraint when operating all generating sets at the same time.

5. Publicized capacity of the generating set in the quotation in day D is not lower than the publicized capacity in day D-2 according to the evaluation process of short-term system security defined in the Circular No.12/2010/TT- BCT of April 15, 2010 of the Minister of Industry and Trade moderating the electricity transmission system except for unforeseen technical problems. The power plant is responsible for updating the publicized capacity upon occurrence of problems leading to reduce of available capacity"

16. To amend Point a, Clause 3 of Article 44 as follows:

"Article 44. The scheduling quotation / Quotation for scheduling generator mobilization

3. The default quotation of the power plants is defined as follows:

a) For the thermo power plants, the default quotation is the latest valid quotation. In case the latest valid quotation does not match with the actual operating status of the generating set, the default quotation is the one corresponding to the current state and the fuel used in the set of default quotation of the generating set applicable for that month. The price offer unit is responsible for making default quotation set for the succeeding month of the thermo generating set corresponding to the operation status and fuel of the generating set and submitting to the power system operation unit and electricity market before the 25th date of every month. "

...

"Article 45. The data used for scheduling the succeeding day mobilization

7a. Experiment schedule of generating set. "

18. To supplement Clause 8 of Article 50 as follows:

"Article 50. Scheduling data for the succeeding hour mobilization

The power system operation unit and electricity market shall use the following data to schedule the succeeding hour mobilization:

8. Experiment schedule of generating set"

19. To amend Article 51 as follows:

"Article 51. Adjustment of the publicized output of the multi-objective strategic hydroelectric power plant

1. Before scheduling the succeeding hour mobilization, the power system operation unit and electricity market are allowed to adjust the published hourly output of the multi-objective strategic hydroelectric power plant as prescribed in Clause 14, Article 1 of this Circular in the following cases:

...

b) There is warning of lack of capacity according to schedule for the succeeding day mobilization;

c) There is a decision of the authorized state management agencies on moderating the reservoirs of the multi-objective strategic hydroelectric power plant for the purpose of flood control or irrigation.

2. Adjustment range of the hourly output of multi-objective strategic hydroelectric power plant in the cases specified in points a and b, Clause 1 of this Article is regulated annually by the Department of Electricity Regulation under the proposal of power system operation unit and electricity market on the basis of assessment of the operation results of power system and electricity market in the preceding year. In the first year of operation of the electricity market, the adjustment range is ± 5% of total installed capacity of operating multi-objective strategic hydroelectric power plants. "

20. To amend Clause 1, Clause 3 of Article 52 as follows:
"Article 52. Schedule for the succeeding hour mobilization

1. The power system operation unit and electricity market are responsible for scheduling the succeeding hour mobilization for generating sets, following the methods of constrained scheduling and un-constrained scheduling.

3. Scheduling for the succeeding hour mobilization in case of excess capacity

The power system operation unit and electricity market are responsible for adjusting the schedule for the succeeding hour mobilization through the following order of methods:

a) To stop the generating sets being stopped voluntarily

b) To reduce generating capacity of the slow startup generating sets to a lowest stable generating capacity;

...

d) To minimize generating capacity of the generating sets providing frequency moderating services;

dd) To stop the slow startup generating sets in the following order:

- With the shortest startup time;

- With the low to high startup costs. The start-up cost is agreed by the unique wholesale purchase unit with electricity-generating unit and providing to the operation unit and electricity market;

- With the lowest capacity sufficient to handle the excess capacity. "

21. To supplement Clause 3 of Article 54 as follows:

"Article 54. Moderation of real time power system

3. The electricity generating unit owning hydroelectric power plants shall comply with the regulations on weekly limit of water level specified in Point d, Clause 2 of Article 36 of the Circular No. 18/2010/TT-BCT.

In case reservoirs of hydroelectric power plant violates the weekly limit of water level, the power system operation unit and electricity market is responsible for warning the plant violating the weekly limit of water level, the power plant is responsible for adjusting the offer price in the following days to ensure no violation of limit of water level for the succeeding week.

...

22. To amend paragraph 2 of Article 59 as follows:
"Article 59. Handling the imported electric energy in mobilization scheduling

2. The output or imported electric energy in mobilization scheduling is calculated as source to be generated to the published chart in the following day. "

23. To amend Article 60 as follows:

"Article 60. Payment for exported and imported electric energy

The volume of imported electric energy shall be paid under the Power sale contract signed between the parties. "

24. To amend Point b, Clause 1, Article 63 as follows:

"Article 63. Determination of the market price of electric energy

1. After transaction day D, the power system operation unit and electricity market are responsible for scheduling the market price of electric energy for each transaction cycle of day D in the following order:

b) To arrange the capacity range in the scheduled quotation of the electric-generating unit and the actual generated output of the indirect electric-generating unit of the electricity market transaction, imported electric energy, BOT power plant, experimental generating sets, power plants of the industrial zone which only sell a part of the output to the national power system under the method of unconstrained scheduling until the total arranged capacity reaches the level of system sub-loading.

...

25. To amend Clause 1 of Article 64 as follows:

"Article 64. Determination of the payment capacity

1. After transaction day D, the power system operation unit and electricity market is responsible for scheduling capacity for each transaction cycle of day D in the following order:

a) To calculate the adjusted sub-loading in transactions cycle to be equal to the system load plus the following components:

- the rotation backup capacity for transaction cycle;

- the frequency moderating capacity for transaction cycle;

- The component of encouraged capacity and capacity of the extra-generating set (measured by 3% of system load of transaction cycle).

b) To arrange the capacity range in the scheduled quotation of the electricity-generating unit and the actual generated output of the indirect electricity-generating unit of the electricity market transaction, imported electric energy, BOT power plants, experimental generating sets, power plants of the industrial zone which only sell a part of production to the national power system for such transaction cycle under the method of unconstrained scheduling until the total arranged capacity reach the adjusted load. The actual generated output of indirect electricity-generating unit of the electricity market transaction, imported electric energy, BOT power plants, experimental generators, power plants of the industrial zone which only sell a part of production to the national power system, frequency moderation capacity, rotation backup capacity and extra-generating capacity of the electric generators for transaction cycle of the generating sets arranged to have offer price at 0 VND / kWh. "

26. To amend Clause 1, Clause 3, Clause 4; to supplement Clause 3a of Article 66 as follows:
"Article 66. The output of electricity energy for payment service in the electricity market

...

a) The electric energy output paid under the offer price for thermoelectric power plants having offered price higher than the ceiling of market price (Qbp);

b) The output of extra-generated electric energy (Qcon);

c) The output of electric energy generated differently to the mobilized output under the moderation orders (Qdu);

d) The output of electric energy paid by the market price of electric energy (Qsmp). "

3. The output of extra-generated electric energy of power plants in transaction cycle is determined in the following order:

a) To identify the extra-generating sets due to transmission constraints or other constraints in the transaction cycle;

b) To calculate the extra-generated output of electric energy in the transaction cycle at the pole terminals of the generating set by the following formula:
In case the generating set is not bound to generate under the schedule for the succeeding hour mobilization and increase the generating capacity under the moderation order in the transaction cycle:

In case the generating set is bound to generate under the schedule for the succeeding hour mobilization:

...

Of which:

: Output of extra-generated electric energy of the generating set calculated at pole terminals in the transaction cycle i (kWh);

: Generation capacity of the generator under the moderation order of the power system operation unit and electricity market in the transaction cycle i (kWh);

: Capacity of the generator arranged in the calculation schedule of market price of electric energy in transaction cycle i (kWh);

: Capacity of the generating set under schedule for the succeeding hour mobilization in the transaction cycle i (kWh);

: Period of time during which the generating set has to generate extra under the moderation order in the transaction cycle i (minutes);

: period of time during which the unit maintain the exact extra-generating capacity under the moderation order in the transaction cycle i (minutes);

"3a. The output of electric energy improperly generated compared to the mobilized output under the moderation orders (Qdu) of the power plant in transaction cycle is determined under the following order:

...

The mobilized output under the moderation orders of electric-generating unit is output at the pole terminals of generator calculated under the moderation order mobilizing the generating set of the power system operation unit and electricity market, based on the capacity under moderation order and speed of load increase and decrease of the generating set. The mobilized output under the moderation orders is determined by the following formula:

Of which

i: the ith transaction cycle

J: number of change of moderation order in transaction cycle i;

: the jth time in transaction cycle i at which the power system operation unit and electricity market deliver moderation order to change the capacity of the electric generator (minutes);

: the time at which the generating set reaches the capacity because the power system operation unit and electricity market has a moderation order at the time (minutes);

Qddi : mobilized output under the moderation order calculated at the pole terminals of the generator specified for transaction cycle i;

: Capacity of the generating set at the time

...

The period of time from the time of moderation order capacity to the time at which the electric generator reaches the capacity of is specified as followed:

a: Speed of load increase and decrease of the generating set (MW / p).

b) The power system operation unit and electricity market are responsible for the calculation and conversion of the mobilized output under moderation orders ( Qddi ) on the measurement position;

c) The difference of generated output of electric energy compared to the mobilized output under moderation orders is determined by the following formula: The output of electric energy improperly generated compared to the mobilized output under the moderation orders (Qdu) of the power plant in transaction cycle is determined under the following order:

Of which:

Qdui : The difference of generated output of electric energy compared to the mobilized output under moderation orders at the pole terminals of the generator specified for the transaction cycle i;

...

Qddi ( QD ): mobilized output under moderation order being converted to measurement position for transaction cycle i.

d) The deviation of the moderate electric energy for generating sets with installation capacity under 100MW is 5%, for generating sets with installation capacity from 100MW and more is 3%.

In case Qdui output is within the permitted deviation limit, then such part of output is zero (Qdui = 0).

4. The output of electric energy paid by the market price of the power plant in the transaction cycle i is defined by the following formula:

In case the difference of generated output of electric energy compared to the mobilized by the positive moderation order (Qdui> 0):

In case the difference of generated output of electric energy compared to the mobilized by the negative moderation order (Qdui> 0):

Of which:

...

Qmqi : Calculated output of the power plant in transaction cycle i (kWh)

Qbpi : Output of electric energy paid by the offer price in transaction cycle i for thermoelectric power plant having offer price higher than the ceiling of the market price (kWh);

Qconi : Output of extra generated electric energy of power plant in transaction cycle i (kWh);

Qdu : The difference of generated output of electric energy compared to the mobilized output under moderation order in transaction cycle I”

27. To amend Clause 1, Point a, Clause 3; supplement Clause 5 and 6 of Article 67 as follows:

"Article 67. Payment of market electric energy

1.The power system operation unit and electricity market are responsible for calculating the payments of market electric energy of the power plant in payment cycle by the following formula:

Rg = Rsmp + Rbp + Rcon + Rdu

Of which:

...

Rsmp: The amount of payment for the paid output under market price of electric energy in payment cycle (VND);

Rbp: The amount of payment for the paid output under the offer price for thermoelectric power plant having offer price higher than the market ceiling price in payment cycle (VND);

Rcon : The amount of payment for the extra generated output in payment cycle (VND);

Rdu: The amount of payment for the output of electric energy improperly generated compared to the mobilized output under moderation order in payment cycle (VND);

3. Payments for the output paid under the offer price for thermoelectric power plant having the offer price higher than the market ceiling price in payment cycle are determined in the following order:

a) To calculate for each transaction cycle as following formula:

Of which

Rbpi : Payment amount for the part of electric energy offered higher than ceiling price of the power plant in the transaction cycle i (VND);

...

J: total number of offer ranges in the quotation of the thermoelectric power plant having offer price higher than the market ceiling price and is arranged in the calculating Schedule for the market price of electricity power

: the highest offer price in the offer range arranged in calculating Schedule for the market price of electricity power of the thermoelectric power plant in the transaction cycle i (VND/kWh);

: total capacity being offered at the price in the quotation of the thermoelectric power plant mobilized in the transaction cycle i and converted to measurement position (kWh);

Qbpi : total output of electric energy having offer price higher than the market ceiling price of the thermoelectric power plant mobilized in the transaction cycle i (kWh).

4. Payments for the extra generated output of electric energy of power plant in the transaction cycle is determined under the following order:
a) To calculate for each transaction cycle by the following formula:

Of which:

Rconi: Payment for the extra generated output of electric energy in the transaction cycle i (VND);

...

G: Total number of extra-generating unit of power plant in the transaction cycle i;

: Additionally generated electric energy of unit g in the transaction cycle i, (kWh);

: the highest offer price corresponding to the last additionally generated capacity range of the unit g in the transaction cycle i (VND / kWh).

5. In case hydroelectric power plant is mobilized under the binding conditions to generate and have offer price higher than the market ceiling price or is mobilized the capacity with offer range higher than the market ceiling price, then such plant shall be paid for corresponding output in such cycle by the market ceiling price.

6. Payments for the improperly generated output of electric energy with the mobilized output under the moderation order of the power plant in the transaction cycle.

a) To calculate for each transaction cycle by the formula:

- In case, the output of extra generated electric energy increases compared to the moderation order:

Of which:

...

: electric energy being extra generated to moderation order of generating set g in transaction cycle i, (kWh);

Pb min i: the lowest offer prices of all generating sets in transaction cycle i (VND / kWh).

- In case, the output of generated electric energy decreases in comparison to the moderation order:

Of which:

Rdui: Payments for the output of improperly generated electric energy compared to moderation order in the transaction cycle i (VND);

g: the unit of the power plant generating less compared to moderation order in transaction cycle i;

G: Total number of unit of the power plant generating less compared to moderation order in transaction cycle i

: Output of electric energy generated less compared to moderation order of unit g in transaction cycle i, (kWh);

...

Pbpi,max: the most expensive offered price of the generators being paid in the transaction cycle i.

b) To calculate for payment cycle by the following formula:

Of which:

Rdu: Payments for the improper output of electric energy compared to moderation order in the payment cycle i (VND);

i: ith transaction cycle of the payment cycle during which power plant has generated improperly to the moderation order;

I: total number of transaction cycle of the payment cycle during which power plant has generated improperly to the moderation order;

Rdui: Payments for the improperly generated output of electric energy compared to mobilized output under moderation order in the transaction cycle i (VND). "

28. To supplement Clause 4, 5, 6 and 7 of Article 75 as follows:

...

4. In case the gas turbine power plant has single cycle operating time, operate with or mixed fuel or non main fuel, then the payment for those transaction cycles shall not comply with the provisions of Section 3, Chapter VI of Circular 18/2010/TT-BCT and shall be in accordance with electricity price set in the signed contract of electricity purchase-sale with the unique wholesale purchase unit in corresponding to the configuration of unit when operating single-cycle, operating with mixed fuel of non main fuel.

5. In case the power plant has electric generator separated from the national power system and connected to the electricity grid purchased from abroad, the entire generated output of power plants in the transaction day shall be paid by the price set in electricity sale contract.

6. In case the generating set is bound to reduce the generating capacity (due to reasons not caused by the factory) leading to non-fulfillment of the hourly contractual output, then the hourly contractual output applicable for payment in electricity market shall be adjusted equal to the actual generated output of the generating set in such transaction cycle. In case the generating set has to reboot, there must be a confirmation from units concerned in order to calculate the startup cost of the plant.
7. In case the generating set has an experiment under the approved schedule, the generating set shall be paid according to agreement between the electricity-generating unit and the unique wholesale purchase unit. "

29. To amend Clause 1 of Article 82 as follows:

"Article 82. Payment

1. The unique wholesale purchase unit and the power system operation unit and electricity market are responsible for making payments under invoices of electricity-generating unit, the term of payment is based on the provisions in the electricity sale contract signed between both parties. "

Article 2. Effect of implementation

1. This Circular takes effect on February 15, 2012.

2. Director of Electricity Regulation Department, Chief of Ministry Office, Chief of Ministry Inspectorate, Head of Departments, General Director of General Department of Energy, the heads of units concerned under the Ministry of Industry and Trade and other relevant organizations and individuals are liable for implementing this Circular. /.

...