|
BỘ CÔNG THƯƠNG
-------
|
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ
NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số: 02/VBHN-BCT
|
Hà Nội, ngày 18
tháng 01 năm 2016
|
THÔNG
TƯ
QUY ĐỊNH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH
TRANH
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, được sửa đổi, bổ sung một số điều
bởi:
1. 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, có hiệu lực kể từ ngày 07 tháng 8
năm 2015;
2. 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, có hiệu lực kể từ ngày 01 tháng 01 năm 2016.
Căn cứ Nghị định số
95/2012/NĐ-CP ngày 12 tháng 11 năm 2012 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.1
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 bản chào giá
quy định tại Thông tư này.
2. Bản chào giá
lập lịch là bản chào giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện chấp nhận để lập lịch huy động ngày tới, giờ tới.
3. Bảng kê thanh
toán là bảng tính toán các khoản thanh toán cho nhà máy điện trực tiếp tham
gia thị trường điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập
cho mỗi ngày giao dịch và cho mỗi chu kỳ thanh toán.
4. Can thiệp vào
thị trường điện là hành động thay đổi chế độ vận hành bình thường của thị
trường điện mà Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải áp dụng để
xử lý các tình huống quy định tại Khoản 1 Điều 59 Thông tư này.
5. Chu kỳ
giao dịch là khoảng thời gian 01 giờ tính từ phút đầu tiên của mỗi giờ.
6. Chu kỳ
thanh toán là chu kỳ lập chứng từ, hóa đơn cho các khoản giao dịch trên thị
trường điện trong khoảng thời gian 01 tháng, tính từ ngày mùng một hàng tháng.
7. 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.
8. Công suất điều
độ là mức công suất của tổ máy phát điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện huy động thực tế trong chu kỳ giao dịch.
9. Công suất huy
động giờ tới là mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho giờ
đầu tiên trong lịch huy động giờ tới.
10. Công suất huy
động ngày tới là mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động
cho các chu kỳ giao dịch trong lịch huy động ngày tới theo kết quả lập lịch có
ràng buộc.
11. Công suất phát
tăng thêm là phần công suất chênh lệch giữa công suất điều độ và công suất được
sắp xếp trong lịch tính giá thị trường của tổ máy phát điện.
12. Công suất
thanh toán là mức công suất của tổ máy nằm trong lịch công suất hàng giờ và
được thanh toán giá công suất thị trường.
13. Dịch vụ phụ
trợ là các dịch vụ điều chỉnh tần số, dự phòng quay, dự phòng khởi động
nhanh, dự phòng nguội, vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện, điều
chỉnh điện áp và khởi động đen.
14. Điện năng phát
tăng thêm là lượng điện năng phát của tổ máy phát điện do được huy động tương
ứng với công suất phát tăng thêm.
15. Đơn vị chào
giá là các đơn vị trực tiếp nộp bản chào giá trong thị trường điện, bao gồm
các đơn vị phát điện hoặc các nhà máy điện được đăng ký chào giá trực tiếp và
đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.
16. Đơn vị mua
buôn duy nhất là đơn vị mua điện duy nhất trong thị trường điện, có chức
năng mua toàn bộ điện năng qua thị trường điện và qua hợp đồng mua bán điện.
17. Đơn vị phát
điện là đơn vị sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện tham gia thị trường điện
và ký hợp đồng mua bán điện cho các nhà máy điện này với Đơn vị mua buôn duy
nhất.
18. Đơn vị phát
điện gián tiếp giao dịch là đơn vị phát điện có nhà máy điện không được
chào giá trực tiếp trên thị trường điện.
19. Đơn vị phát
điện trực tiếp giao dịch là đơn vị phát điện có nhà máy điện được chào giá trực
tiếp trên thị trường điện.
20. Đơn vị quản lý
số liệu đo đếm điện năng là đơn vị cung cấp, lắp đặt, quản lý vận hành hệ
thống thu thập, xử lý, lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và mạng đường truyền
thông tin phục vụ thị trường điện.
21. Đơn vị truyền
tải điện là đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực
truyền tải điện, chịu trách nhiệm quản lý, vận hành lưới điện truyền tải quốc
gia.
22. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện là đơn vị chỉ huy điều khiển quá
trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia, điều
hành giao dịch thị trường điện.
23. Giá công suất
thị trường là mức giá cho một đơn vị công suất tác dụng xác định cho mỗi
chu kỳ giao dịch, áp dụng để tính toán khoản thanh toán công suất cho các đơn
vị phát điện trong thị trường điện.
24. Giá sàn bản chào
là mức giá thấp nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy phát
điện trong bản chào giá ngày tới.
25. Giá điện năng
thị trường là mức giá cho một đơn vị điện năng xác định cho mỗi chu kỳ giao
dịch, áp dụng để tính toán khoản thanh toán điện năng cho các đơn vị phát điện
trong thị trường điện.
26. Giá thị trường
điện toàn phần là tổng giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường
của mỗi chu kỳ giao dịch.
27. Giá trần bản
chào là mức giá cao nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy
phát điện trong bản chào giá ngày tới.
28. Giá trần thị
trường điện là mức giá điện năng thị trường cao nhất được xác định cho từng năm.
29. Giá trị nước là
mức giá biên kỳ vọng tính toán cho lượng nước tích trong các hồ thủy điện khi
được sử dụng để phát điện thay thế cho các nguồn nhiệt điện trong tương lai,
tính quy đổi cho một đơn vị điện năng.
30. Hệ số suy giảm
hiệu suất là chỉ số suy giảm hiệu suất của tổ máy phát điện theo thời gian
vận hành.
31. 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.
32. 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.
33. 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.
34. 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.
35. 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.
36. 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.
37. 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.
38. Lịch huy động
giờ tới là lịch huy động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp
dịch vụ phụ trợ cho chu kỳ giao dịch tới và ba chu kỳ giao dịch liền kề sau đó
do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập.
39. 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.
40. 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.
41. 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.
42. 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.
43. Mức nước giới
hạn là mức nước thượng lưu thấp nhất của hồ chứa thủy điện cuối mỗi tháng
trong năm hoặc cuối mỗi tuần trong tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện tính toán và công bố theo Quy trình thực hiện đánh giá an ninh
hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng
dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
44. Mức nước tối
ưu là mức nước thượng lưu của hồ chứa thủy điện vào thời điểm cuối mỗi
tháng hoặc cuối mỗi tuần, đảm bảo việc sử dụng nước cho mục đích phát điện đạt
hiệu quả cao nhất và đáp ứng các yêu cầu ràng buộc, do Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện tính toán và công bố.
45. Năm N là
năm hiện tại vận hành thị trường điện, được tính theo năm dương lịch.
46. Ngày D là
ngày giao dịch hiện tại.
47. Ngày giao dịch
là ngày diễn ra các hoạt động giao dịch thị trường điện, tính từ 00h00 đến
24h00 hàng ngày.
48. Nhà máy điện
BOT là nhà máy điện được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh -
Chuyển giao thông qua hợp đồng giữa nhà đầu tư và cơ quan nhà nước có thẩm
quyền.
49. Nhà máy 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.
50. Nhà máy thủy
điện chiến lược đa mục tiêu là các nhà máy thủy điện lớn có vai trò quan
trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh do nhà nước độc quyền xây dựng
và vận hành.
51. 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.
52. Phần mềm lập
lịch huy động là hệ thống phần mềm được Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện sử dụng để lập lịch huy động ngày tới và giờ tới cho các tổ máy
phát điện trong thị trường điện.
53. Phụ tải hệ
thống là tổng sản lượng điện năng của toàn hệ thống điện tính quy đổi về
đầu cực các tổ máy phát điện và sản lượng điện năng nhập khẩu trong một chu kỳ
giao dịch trừ đi sản lượng của các nhà máy phát điện có tổng công suất đặt nhỏ
hơn hoặc bằng 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).
54. Sản lượng đo
đếm là lượng điện năng đo đếm được của nhà máy điện tại vị trí đo đếm.
55. Sản lượng hợp
đồng giờ là sản lượng điện năng được phân bổ cho từng chu kỳ giao dịch và
được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác.
56. Sản lượng hợp
đồng năm là sản lượng điện năng cam kết hàng năm trong hợp đồng mua bán
điện dạng sai khác.
57. Sản lượng hợp
đồng tháng là sản lượng điện năng được phân bổ từ sản lượng hợp đồng năm
cho từng tháng.
58. Sản lượng kế
hoạch năm là sản lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động trong
năm tới.
59. Sản lượng kế
hoạch tháng là sản lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động
các tháng trong năm.
60. 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.
61. Thanh toán
phát ràng buộc là khoản thanh toán mà Đơn vị phát điện được nhận cho lượng
điện năng phát tăng thêm.
62. Thành viên
tham gia thị trường điện là các đơn vị tham gia vào các hoạt động giao dịch hoặc
cung cấp dịch vụ trên thị trường điện, quy định tại Điều 2 Thông
tư này.
63. Tháng M là
tháng hiện tại vận hành thị trường điện, được tính theo tháng dương lịch.
64. 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.
65. Thông tin bảo
mật là các thông tin mật theo quy định của pháp luật hoặc theo thỏa thuận
giữa các bên.
66. Thông tin thị
trường là toàn bộ dữ liệu và thông tin liên quan đến các hoạt động của thị trường
điện.
67. 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.
68. Thứ tự huy
động là kết quả sắp xếp các dải công suất trong bản chào theo nguyên tắc về
giá từ thấp đến cao có xét đến các ràng buộc của hệ thống điện.
69. 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.
70. 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.
71. 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.
72. 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.
73. Tuần T là
tuần hiện tại vận hành thị trường điện.
74. 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 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 quy định tại Khoản
3 Điều này, có trách nhiệm tham gia thị trường điện chậm nhất là 06 tháng đối
với nhà máy thủy điện và 12 tháng đối với nhà máy nhiệt điện kể 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 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
phải đáp ứng các yêu cầu sau:
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 Khoản 2 và Khoản 3
Điều 5 và Khoản 1 Điều 6 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.
3.2 Các nhà máy điện
không tham gia thị trường điện bao gồm:
a) Các nhà máy điện
BOT (đã ký kết hợp đồng hoặc đã thỏa thuận xong hợp đồng nguyên tắc);
b) Nhà máy điện sử
dụng năng lượng tái tạo, trừ thủy điện;
c) Nhà máy điện
tuabin khí có các ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí để đảm bảo
lợi ích quốc gia;
d) Nhà máy điện thuộc
khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia mà đã ký
hợp đồng mua bán điện trước ngày 01 tháng 01 năm 2016 và hợp đồng mua bán điện
này còn hiệu lực đến sau ngày 01 tháng 01 năm 2016.
3a.3 Nhà máy điện BOT
không thuộc trường hợp quy định tại Điểm a Khoản 3
Điều này, nhà máy
điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc
gia không thuộc trường hợp quy định tại Điểm d Khoản 3 Điều này có trách nhiệm
chuẩn bị cơ sở hạ tầng theo quy định tại Khoản 5 Điều này và tham gia thị trường
điện theo quy định tại Khoản 1 Điều này.
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. Các 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, hệ thống SCADA/EMS và hệ
thống đo đếm điện năng đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện.
6. 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:
a) Trước ngày 25 hàng
tháng, nhà máy điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực đồng thời gửi
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị mua buôn duy nhất
tiến độ đầu tư, hoàn thành các hạng mục đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường
điện;
b) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tiếp tục lập lịch và công bố biểu
đồ huy động công suất cho nhà máy điện;
c) Nhà máy điện được
tạm thanh toán toàn bộ sản lượng thực tế đã phát trong chu kỳ thanh toán với
giá bằng 90% giá hợp đồng mua bán điện đã ký kết giữa hai bên. Số tiền điện
chênh lệch (10% còn lại) được quyết toán trong chu kỳ thanh toán của tháng đầu
tiên khi nhà máy trực tiếp tham gia chào giá trên thị trường điện.
Điều 5. Hồ sơ đăng ký
tham gia thị trường điện
1. Trước 02 tháng kể
từ thời điểm chậm nhất phải tham gia thị trường điện theo quy định tại Khoản 1 Điều 4 Thông tư này, Đơn vị phát điện có trách nhiệm
hoàn thiện hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện đối với từng nhà máy điện.
1a.4 Đơn vị phát điện có
trách nhiệm nộp hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện đối với từng nhà máy
điện về Cục Điều tiết điện lực theo một trong các hình thức sau:
a) Đăng ký theo hình
thức trực tuyến tại địa chỉ sau:
http://thamgiathitruongdien.dvctt.gov.vn;
b) Gửi qua đường bưu
điện;
c) Nộp trực tiếp tại
trụ sở Cục Điều tiết điện lực.
2. 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;
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) Các thông tin cần
thiết khác theo quy định tại Quy trình đăng ký tham gia thị trường điện do Cục Điều
tiết điện lực ban hành.
3.5 Số lượng hồ sơ
a) 01 bộ đối với đăng
ký theo hình thức đăng ký trực tuyến;
b) 02 bộ đối với đăng
ký qua đường bưu điện hoặc đăng ký trực tiếp tại trụ sở Cục Điều tiết điện
lực.
Điều 6. Phê duyệt hồ
sơ đăng ký tham gia thị trường điện
1.6 (được bãi bỏ)
2.7 Cục Điều tiết điện
lực tiếp nhận hồ sơ, kiểm tra tính đầy đủ và hướng dẫn bổ sung hoàn thiện hồ sơ
ngay khi nhận hồ sơ trong trường hợp hồ sơ nộp trực tiếp hoặc trong thời hạn 02
ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ trong trường hợp tiếp nhận hồ sơ qua
đường bưu điện hoặc đăng ký theo hình thức trực tuyến.
3.8 Trong thời hạn 02
ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ đầy đủ, Cục Điều tiết điện lực gửi 01
bộ hồ sơ (gửi văn bản hoặc theo hình thức trực tuyến) cho Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện.
4. Trong thời hạn 05
ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện, Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm trả lời Cục Điều
tiết điện lực bằng văn bản về việc xác nhận khả năng và thời điểm tham gia thị
trường điện của nhà máy điện.
5. Trong thời hạn 05
ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức đánh giá hồ sơ:
a) Trường hợp hồ sơ
hợp lệ, Cục Điều tiết điện lực ban hành quyết định phê duyệt tham gia thị
trường điện, gửi trực tiếp hoặc qua đường bưu điện tới Đơn vị phát điện và
thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
b)9 Trường hợp hồ sơ
không hợp lệ:
- Cục Điều tiết điện
lực gửi văn bản theo hình thức trực tuyến hoặc gửi qua đường bưu điện tới Đơn
vị phát điện nêu rõ trường hợp hồ sơ không hợp lệ và yêu cầu Đơn vị phát điện
giải trình, hoàn thiện hồ sơ;
- Trong thời hạn 05
ngày làm việc kể từ ngày Đơn vị phát điện nhận được văn bản yêu cầu, Đơn vị
phát điện gửi Cục Điều tiết điện lực bằng hình thức gửi trực tiếp hoặc trực
tuyến hoặc qua đường bưu điện văn bản giải trình và hồ sơ hoàn thiện;
- Trong thời hạn 03
ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ đầy đủ của Đơn vị phát điện, Cục Điều
tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức đánh giá hồ sơ theo quy định tại Khoản
này.
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 các 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 các
thành viên tham gia thị trường điện và các thông tin đăng ký đã thay đổi.
Điều 8. Đình chỉ và
khôi phục quyền tham gia thị trường điện của nhà máy điện
1. Nhà máy điện bị
đình chỉ quyền tham gia thị trường điện trong các trường hợp sau:
a) Không thực hiện
đầy đủ các quy định tại Khoản 5 Điều 4 Thông tư này;
b) Có một trong các
hành vi vi phạm sau đây:
- 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;
- 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 quy định của
pháp luật;
- Thỏa thuận trực
tiếp hoặc gián tiếp với các 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;
- Thỏa thuận với các
Đơn vị phát điện khác trong việc chào giá để được lập lịch huy động;
- 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;
- Các hành vi vi phạm
khác gây hậu quả nghiêm trọng về đảm bảo an ninh cung cấp điện hoặc về tài
chính cho các đơn vị khác trong thị trường điện.
2. Cục Điều tiết điện
lực có quyền đình chỉ quyền tham gia thị trường điện của nhà máy điện có hành
vi vi phạm quy định tại Khoản 1 Điều này. Trình tự và thủ tục đình chỉ quyền
tham gia thị trường của nhà máy điện được quy định tại Điều 113
Thông tư này.
3. Trong thời gian
nhà máy điện bị đình chỉ quyền tham gia thị trường điện:
a) Đơn vị phát điện
hoặc nhà máy điện không được chào giá trực tiếp trên thị trường điện nhưng
phải tuân thủ các quy định khác của Thông tư này;
b) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch và công bố biểu đồ huy
động công suất cho nhà máy điện bị đình chỉ quyền tham gia thị trường điện. Nhà
máy được tạm thanh toán toàn bộ sản lượng thực tế đã phát trong chu kỳ thanh
toán với giá bằng 90% giá hợp đồng mua bán điện đã ký kết giữa hai bên. Số tiền
điện chênh lệch (10% còn lại) được quyết toán trong chu kỳ thanh toán của tháng
đầu tiên khi nhà máy được khôi phục lại quyền tham gia thị trường điện.
4. Nhà máy điện bị
đình chỉ được khôi phục quyền tham gia thị trường điện khi đáp ứng các điều
kiện sau:
a) Khi hết thời hạn
đình chỉ quyền tham gia thị trường điện;
b) Đã hoàn thành các nghĩa
vụ quy định trong quyết định đình chỉ quyền tham gia thị trường điện.
5. Khi đã đáp ứng đủ
các điều kiện quy định tại Khoản 4 Điều này, nhà máy điện có trách nhiệm gửi
văn bản đề nghị khôi phục quyền tham gia thị trường điện kèm theo các tài liệu
chứng minh tới Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra và báo cáo Cục Điều
tiết điện lực cho phép nhà máy điện được tham gia thị trường điện.
6. Trong trường hợp
thời hạn đình chỉ quyền tham gia thị trường điện kết thúc nhưng nhà máy điện
chưa đáp ứng đủ điều kiện quy định tại Điểm b Khoản 4 Điều này, Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực
để xem xét xử lý.
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 của
Đơn vị phát điện ngừng vận hành hoàn toàn;
- Nhà máy điện của
Đơn vị phát 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, Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện có
trách nhiệm nộp hồ sơ đề nghị chấm dứt tham gia thị trường điện cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện thẩm định, trình Cục Điều tiết điện lực
xem xét trong thời hạn ít nhất 30 ngày trước thời điểm muốn chấm dứt tham gia
thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật hồ sơ lưu trữ thông tin
đăng ký và công bố thông tin về việc chấm dứt tham gia thị trường điện của nhà
máy điện.
4. Trong trường hợp
nhà máy điện có hành vi vi phạm trước thời điểm chấm dứt tham gia thị trường
điện, Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện đó có trách nhiệm tiếp tục thực hiện
các quy định về xác minh và xử lý vi phạm theo quy định tại Thông tư này.
Chương
III
CÁC
NGUYÊN TẮC VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều
10. Giới hạn giá chào
1. Giá chào của các
tổ máy phát điện trên thị trường điện được giới hạn từ giá sàn bản chào đến giá
trần bản chào.
2. Mức giá trần bản
chào của tổ máy nhiệt điện được xác định hàng năm, điều chỉnh hàng tháng 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) Hệ số chi phí phụ;
đ) 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 được quy định tại Điều 40 Thông tư này.
Điều
11. Giá trị nước
1.10 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 được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.
Điều
12. Giá thị trường toàn phần
Giá thị trường toàn phần
cho chu kỳ giao dịch được tính bằng tổng của 02 (hai) 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 dựa trên phương pháp lập lịch không ràng buộc.
2. Giá điện năng thị
trường không vượt quá mức giá trần thị trường do Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện tính toán và Cục Điều tiết điện lực phê duyệt hàng năm.
3. Việc xác định giá
điện năng thị trường được quy định tại Điều 67 và Điều 69 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. Việc xác định giá
công suất thị trường được 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 tính toán trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới theo 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 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 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)11 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%, trừ các trường hợp quy định tại Khoản 6 Điều này.
6.12 Đối với tỷ lệ sản
lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng của các nhà máy điện BOT, nhà máy
điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc
gia, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm báo cáo Bộ Công Thương xem xét quyết
định tỷ lệ sản lượng đối với các nhà máy điện quy định tại Khoản này.
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. Các đơn vị phát
điện gián tiếp giao dịch được thanh toán theo các 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;
e) Chủ trì, phối hợp
với Đơn vị mua buôn duy nhất tính toán 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 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)13 Trường hợp xác định
được giá trị suất hao nhiệt, 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);
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo
biến động khác của nhà máy 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 nhiên
liệu tinh bình quân của nhiên liệu chính do hai bên thỏa thuận trên cơ sở
thông số của nhà chế tạo thiết bị và được tính tương ứng với mức tải quy định
tại Phụ lục 1 Thông tư số
56/2014/TT-BCT ngày 29 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định
phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện;
: Giá nhiên liệu chính được quy định như sau:
- Đối với nhiên liệu
than nội địa: Giá than là giá tại điểm xếp hàng của đơn vị cung cấp than, bao
gồm hao hụt, phí quản lý, bảo hiểm (nếu có), nhưng không bao gồm cước vận
chuyển (đồng/tấn). Trường hợp nếu hợp đồng mua bán than không tách được cước
vận chuyển nhiên liệu, giá nhiên liệu được xác định bằng giá trong hợp đồng mua
bán than (đồng/tấn);
- Đối với nhiên liệu
than nhập khẩu: Giá than là giá tại cảng xuất khẩu than (đồng/tấn);
- Đối với nhiên liệu
khí: Giá khí là giá khí tại mỏ (đồng/BTU).
- 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 nhiên liệu tinh bình quân của
nhiên liệu phụ (dầu), do hai bên thỏa thuận trên cơ sở thông số của nhà chế
tạo thiết bị (kg/kWh);
: Giá nhiên liệu phụ (dầu) bao gồm cả cước vận
chuyển và các loại phí
khác
theo quy định (đồng/kg).
- Suất hao nhiên liệu
tinh 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 hoặc hồ sơ đàm phán
hợp đồng 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 số liệu suất hao nhiệt trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm
phán hợp đồng mua bán điện, suất hao nhiệt của nhà máy điện đó được xác định
bằng suất hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm theo công nghệ phát điện
và công suất đặt. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm tính toán suất tiêu 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 hoặc trong hồ sơ đàm phán 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 hoặc trong
hồ sơ đàm phán 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 điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện 
(đồng/kWh) được xác định theo công
thức sau:
Trong đó:
Cvlp: Tổng chi phí vật
liệu phụ hàng năm của nhà máy điện được xác định theo khối lượng và đơn giá các
loại vật liệu phụ sử dụng cho phát điện (đồng);
Ckd: Tổng chi phí khởi
động bao gồm chi phí nhiên liệu, chi phí khác cho khởi động (đồng);
Ck: Chi phí sửa chữa
bảo dưỡng thường xuyên hàng năm, được tính trên cơ sở tổng vốn đầu tư xây lắp
và thiết bị của nhà máy điện, tỷ lệ chi phí sửa chữa thường xuyên theo quy định
tại Phụ lục 1 Thông tư số
56/2014/TT-BCT ngày 29 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định
phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện
(đồng);
Pt: Tổng công suất tinh
của nhà máy điện (kW);
kCS: Tỷ lệ suy giảm công
suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện được xác
định theo quy định tại Điểm c Khoản 2 Điều 5 Thông tư này
(%);
Tmax: Thời gian vận hành
công suất cực đại trong năm tính bình quân cho nhiều năm trong cả đời dự án nhà
máy điện (giờ) và được quy định tại Phụ
lục 1
Thông tư
số 56/2014/TT-BCT ngày 29 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy
định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán
điện.
b) Trường hợp không
có số liệu suất hao nhiệt trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua
bán điện và không có nhà máy điện chuẩn cùng nhóm phù hợp, chi phí biến đổi của
tổ máy được xác định bằng giá biến đổi trong hợp đồng có cập nhật các yếu tố
ảnh hưởng đến giá biến đổi của năm N theo phương pháp được thỏa thuận trong hợp
đồng.
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 được 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)14 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 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 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 Bộ Công Thương trình Thủ tướng
Chính phủ phê duyệt.
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.
2. Biểu đồ phụ tải
các ngày điển hình các miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống điện quốc gia các
tháng trong năm.
3. Công suất cực đại,
cực tiểu của phụ tải hệ thống điện quốc gia trong từng tháng.
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 (ba)
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
1.15 Giá trần bản chào giá
của tổ máy nhiệt điện được xác định theo công thức sau:
Ptr = (1 + KDC) × (PNLC × HRC + PNLP × HRP)
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 của tổ máy nhiệt điện (đồng/kCal hoặc đồng/BTU);
PNLP: Giá nhiên liệu phụ
của tổ máy nhiệt điện (đồng/kCal hoặc đồng/BTU);
HRC: Suất tiêu hao nhiên
liệu chính tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh hoặc kCal/kWh);
HRP: Suất tiêu hao nhiên
liệu phụ tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh hoặc
kCal/kWh).
2. Trường hợp không
có số liệu suất hao nhiệt trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua
bán điện và không có nhà máy điện chuẩn cùng nhóm phù hợp:
a)16 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%;
: Giá biến đổi cho năm N theo hợp đồng mua
bán điện dạng sai khác của nhà
máy điện (đồng/kWh).
b) Giá biến đổi 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 được 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 được quy
định tại Phụ lục 1 Thông tư này.
Điều
23. Xác định giá trần thị trường
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các phương án giá trần
thị trường, ít nhất là 03 (ba) phương án.
2. Giá trần thị
trường 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
1.17 Nhà máy điện mới tốt
nhất cho năm N là nhà máy điện đủ điều kiện tham gia thị trường điện trong năm
N theo quy định tại Khoản 1 Điều 4 Thông tư này và 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;
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 cho
năm N;
c) Sản lượng điện
năng thỏa thuận để tính giá hợp đồng.
3. Trong trường hợp
không có nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại các điểm a, b và c Khoản
1 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng danh sách
các nhà máy mới đã lựa chọn cho năm N-1 và yêu cầu Đơn vị mua buôn duy nhất cập
nhật, cung cấp lại các số liệu 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 chi phí 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: Chi phí 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.
2.18 (được bãi bỏ)
3. 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:
RTTĐ: 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: Chi phí phát điện
toàn phần trung bình cho 01 kWh của Nhà máy điện mới tốt nhất xác 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
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 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 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 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:
QBNE: 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, trừ các giờ thấp điểm đêm;
i: Chu kỳ giao dịch
trong đó Nhà máy điện mới tốt nhất dự kiến được huy động trừ các giờ thấp
điểm đêm;
: 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)19 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);
QBNE: 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);
: 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 được 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:
1.20 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
× GO
≤ EGO ≤ b × GO
AGO = a × GO nếu
EGO
<
a × GO
AGO = b × GO nếu
EGO
>
b × 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 × 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 (%). Tỷ lệ sản lượng này được
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 được 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).
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) Gửi 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) Bổ sung phụ lục và
các sửa đổi phụ lục hợp đồng về sản lượng hợp đồng năm, tháng vào hợp đồng mua
bán điện dạng sai khác 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) Bổ sung phụ lục và
các sửa đổi phụ lục hợp đồng về sản lượng hợp đồng năm, tháng vào hợp đồng mua
bán điện dạng sai khác 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 toàn phần
bình quân năm N quy định tại Khoản 4 Điều này (đồng/kWh);
QHT: Tổng sản lượng điện
năng năm N của toàn hệ thống (kWh);
: Tổng sản lượng điện năng năm N của các đơn
vị phát điện trực tiếp giao dịch
(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
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 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 tránh 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 từng
miền Bắc, Trung, Nam và cho toàn hệ thống điện quốc gia;
- 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. Các 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)21 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. Các 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 các 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 (ba)
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 và căn cứ theo:
a) Giá nhiên liệu của
các nhà máy nhiệt điện trong tháng tới trong trường hợp giá trần bản chào được
xác định theo Khoản 1 Điều 22 Thông tư này.
Giá nhiên liệu tháng
tới là giá nhiên liệu được cơ quan có thẩm quyền công bố và áp dụng cho tháng
tới. 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 đồng thời thông báo cho các Đơn vị phát điện;
b) Giá biến đổi của
các nhà máy nhiệt điện trong trường hợp giá trần bản chào được xác định theo Khoản 2 Điều 22 Thông tư này.
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.
2.22 Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các thông số áp dụng để
tính toán giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện và kết quả tính toán 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 tháng23
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. 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, 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 theo hướng dẫn tại Quy trình điều chỉnh sản lượng hợp
đồng do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
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).
3.24 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 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 (một) 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 4 Điều
này vào các giờ khác trong tháng trên nguyên tắc đảm bảo sản lượng hợp đồng
tháng là 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.
6.25 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 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 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
37a. Điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ 26
1. Trường hợp tổ máy
của nhà máy bị sự cố, sản lượng hợp đồng giờ (Qc giờ) của nhà máy được điều
chỉnh như sau:
a) Trường hợp thời
gian sự cố của tổ máy của nhà máy điện 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 của tổ máy của nhà máy điện 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.
2. Trường hợp tổ máy
của nhà máy kéo dài thời gian sửa chữa so với kế hoạch đã được phê duyệt và
được đưa vào tính sản lượng hợp đồng giờ, sản lượng hợp đồng giờ của nhà máy
trong các chu kỳ kéo dài sửa chữa được điều chỉnh như sau:
Trong các chu kỳ kéo
dài sửa chữa, 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.
3. 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 tổ máy bị sự cố hoặc sửa chữa kéo dài
theo quy định tại Quy trình phối hợp xác nhận các sự kiện phục vụ các khoản
thanh toán trên thị trường và gửi cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát
điện trực tiếp giao dịch để làm cơ sở tính toán điều chỉnh Qc.
4. 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 và Khoản 2 Điều này.
Mục 3. KẾ HOẠCH VẬN
HÀNH TUẦN TỚI
Điều
38. 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
39. 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
40. 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 38 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 thì giá trần bản chào của
nhà máy thủy điện này áp dụng cho tuần tiếp theo bằng chi phí biến đổi của tổ
máy nhiệt điện chạy dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện. Khi đã đảm bảo không
vi phạm mức nước giới hạn tuần, nhà máy tiếp tục áp dụng mức giá trần theo quy
định tại Khoản 1 hoặc Khoản 2 điều này kể từ ngày thứ Ba. Hàng tháng, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá của tổ máy
nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện.
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 chi phí 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 mức giá trần theo quy định tại Khoản
1 và Khoản 2 Điều này.
5. Các 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 các 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
41. 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.
7.27 Sản lượng dự kiến của
các nhà máy thủy điện vi phạm mức nước giới hạn tuần trong 02 tuần liên tiếp
được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán lập lịch huy
động trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.
Điều
42. Bản chào giá
1. Bản chào giá được
quy định tại Phụ lục 3 Thông tư này
và phải tuân thủ các nguyên tắc sau:
a) Có tối đa 05 (năm)
cặp giá chào (đồng/kWh) và công suất (MW) cho tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch
của ngày D;
b) Công suất trong
bản chào giá là công suất tại đầu cực máy phát điện;
c) Công suất chào của
dải chào sau không được thấp hơn công suất của dải chào liền trước. Bước chào
tối thiểu là 03 (ba) MW;
d) Có các thông tin
về thông số kỹ thuật của tổ máy, bao gồm:
- Công suất công bố
của tổ máy cho ngày D;
- Công suất phát ổn định
thấp nhất của tổ máy;
- Tốc độ tăng và giảm
công suất tối đa của tổ máy;
- Ràng buộc kỹ thuật
khi vận hành đồng thời các tổ máy.
đ) 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 (việc dừng máy sửa chữa đột xuất này phải được phê duyệt) 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;
e) 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;
g) 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;
h) Đơn vị của giá
chào là đồng/kWh, với số thập phân nhỏ nhất là 0,1;
i) Giá chào trong khoảng
từ giá sàn đến giá trần của tổ máy và không giảm theo chiều tăng của công suất
chào.
2. Sửa đổi bản chào
giá
a) 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;
b) Bản chào giá sửa
đổi không được thay đổi giá chào so với bản chào ngày tới của đơn vị chào giá đó;
c) 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;
d)28 Bản chào giá sửa đổi
tăng công suất của các đơn vị phát điện (trừ bản chào giá sửa đổi tăng công
suất của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày) chỉ được sử dụng
làm bản chào lập lịch giờ tới trong trường hợp có cảnh báo thiếu công suất;
đ) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của các bản
chào giá sửa đổi và sử dụng làm bản chào giá lập lịch để lập lịch huy động giờ
tới và tính giá thị trường điện.
Điều
43. 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 quy định tại Điều 40 Thông tư này.
2. Các nhà máy điện
trong nhóm nhà máy thủy điện bậc thang có trách nhiệm thỏa thuận và thống nhất
chỉ định đơn vị đại diện chào giá. Đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy
thủy điện bậc thang có trách nhiệm nộp văn bản đăng ký kèm theo văn bản thỏa
thuận giữa các nhà máy điện trong nhóm cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện.
3. Trong trường hợp
không đăng ký đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy 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 quy định tại Điều 18 Thông tư này.
7. Trong 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 38 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 54 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
44. Chào giá nhà máy thủy điện khác
1. Các 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 quy định tại Điều 40 Thông tư này.
2. Các 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 của các
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.
3.29 Các nhà máy thủy điện
có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được phép nộp bản chào giá giờ tới sửa đổi
tăng công suất theo tình hình thủy văn thực tế của nhà máy.
Điều
45. Nộp bản chào giá
1. Trước 11h30 ngày
D-1, đơn vị chào giá có trách nhiệm nộp bản chào giá ngày D.
2. Các đơn vị chào
giá nộp bản chào giá qua hệ thống thông tin thị trường. Trong trường hợp do sự
cố không thể sử dụng hệ thống thông tin thị trường, 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 hòm thư 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 trực
tiếp tại trụ sở Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều
46. 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 42 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.
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
47. 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 42 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 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;
b) Đối với các 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 40 Thông tư này.
Điều
48. 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 dưới đây để
lập lịch huy động ngày tới:
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 quy định tại Khoản 2 Điều 41, Khoản 7 Điều 43 và Điểm b Khoản 2 Điều 44 Thông tư này.
4. Sản lượng điện
năng xuất khẩu, nhập khẩu quy định tại Điều 62 và Điều 63 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 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
49. 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 (Pc) theo thứ tự từ cao đến thấp;
b) Ngừng các tổ máy
có giá hợp đồng mua bán điện (Pc) 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 (Pc) 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
50. 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 dừng phát điện.
Điều
51. 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
52. 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
54 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
53. 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, dự phòng nguội 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
54. 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 41 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
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
55. 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, các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng nguội
theo lịch huy động ngày tới;
- Các tổ máy cung cấp
dịch vụ vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện;
- Công suất dự phòng
quay;
- Giảm công suất dự
phòng điều tần xuống mức thấp nhất cho phép.
b) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện kiểm tra, xác định lượng công suất dự kiến cần sa
thải để đảm bảo an ninh hệ thống.
3. Lập lịch huy động
giờ tới trong trường hợp thừa công suất
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh lịch huy động giờ tới
thông qua các biện pháp theo thứ tự sau:
a) Dừng các tổ máy tự
nguyện ngừng phát điện;
b) Giảm dần công suất
phát của các tổ máy khởi động chậm về mức công suất phát ổn định thấp nhất;
c) Giảm tối thiểu
công suất phát của tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng quay;
d) Giảm tối thiểu
công suất phát của tổ máy cung cấp dịch vụ điều tần;
đ) Dừng các tổ máy
khởi động chậm theo thứ tự sau:
- Có thời gian khởi
động ngắn nhất;
- Có giá hợp đồng mua
bán điện (Pc) từ cao đến thấp;
- Có chi phí khởi
động từ thấp đến cao. Chi phí khởi động do Đơn vị mua buôn duy nhất thỏa thuận
với Đơn vị phát điện và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện;
- Có mức công suất
thấp nhất đủ để giải quyết tình trạng thừa công suất.
Điều
56. 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 các miền Bắc, Trung, Nam.
2. Lịch huy động các
tổ máy phát điện, giá biên các miền Bắc, Trung, Nam trong giờ tới và 03 giờ
tiếp theo được lập theo quy định tại Điều 55 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 54 Thông tư này.
5. Lịch sa thải phụ
tải dự kiến (nếu có).
Mục
3. VẬN HÀNH THỜI GIAN THỰC
Điều
57. 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 được quy định tại Điều 38 Thông tư này.
Điều
58. 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
hồ chứa của nhà máy điện có 02 tuần liền vi phạm mức nước giới hạn tuần thì bắt
đầu từ 00h00 ngày thứ Hai của tuần tiếp theo bản chào của nhà máy điện này sẽ
không được sử dụng để lập lịch huy động. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện được phép can thiệp vào lịch huy động các nhà máy điện này căn cứ
kết quả tính toán giá trị nước để đảm bảo các yêu cầu về an ninh hệ thống điện
và đưa mực nước của hồ chứa về mức nước giới hạn tuần.
Trong trường hợp mức
nước hồ chứa bị vi phạm hoàn toàn do việc huy động trên cơ sở bản chào giá của
nhà máy, không phải do huy động để đảm bảo yêu cầu về an ninh hệ thống điện thì
trong thời gian bị can thiệp các nhà máy này chỉ được thanh toán với giá bằng
90% giá hợp đồng mua bán điện nhưng không quá 02 tuần kể từ khi bị can thiệp.
Trong trường hợp mức
nước hồ chứa bị vi phạm do việc huy động để đảm bảo an ninh hệ thống điện thì
trong thời gian bị can thiệp các nhà máy này được thanh toán theo giá hợp đồng
mua bán điện.
3. Sau 02 tuần kể từ
khi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện can thiệp, mức nước của hồ
chứa vẫn vi phạm mức nước giới hạn tuần do điều kiện thủy văn hoặc do phải huy
động nhà máy để đảm bảo yêu cầu về an ninh hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện được phép tiếp tục can thiệp vào lịch huy động
các nhà máy điện. Trong thời gian này nhà máy điện được thanh toán theo giá hợp
đồng mua bán điện.
4. 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.
5. Trước 10h00 ngày
thứ Hai, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông
báo về việc lập lịch huy động kể từ ngày thứ Ba cho Đơn vị phát điện và Đơn vị
mua buôn duy nhất trong các trường hợp sau:
a) Nhà máy vi phạm
mức nước hồ chứa và nhà máy bị can thiệp lịch huy động;
b) Mức nước hồ chứa
của nhà máy đã về mức nước giới hạn tuần, nhà máy được phép chào giá.
6. Trước 10h00 ngày
D-1, căn cứ theo tình hình thủy văn, mức nước của hồ thủy điện của nhà máy thủy
điện đó, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính
toán và công bố sản lượng dự kiến huy động từng giờ trong ngày tới của nhà máy
thủy điện bị can thiệp lịch huy động theo nguyên tắc sau:
a) Đảm bảo an ninh
cung cấp điện, các ràng buộc về yêu cầu sử dụng nước hạ du và các ràng buộc
kỹ thuật khác;
b) Đảm bảo tối thiểu
hóa chi phí mua điện cho toàn hệ thống.
Điều
59. 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
60. 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 được quy định tại Quy định hệ thống điện
truyền tải do Bộ Công Thương ban hành;
- Không đảm bảo việc
vận hành thị trường điện an toàn, liên tục. c) Các trường hợp khác theo yêu cầu
của cơ quan có thẩm quyền.
2. Cục Điều tiết điện
lực có trách nhiệm xem xét, quyết định dừng thị trường điện trong các trường
hợp quy định tại Điểm a 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.
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.
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
61. 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 dừng thị trường điện đã được khắc phục;
b) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện xác nhận về khả năng vận hành lại thị trường
điện.
2. Cục Điều tiết điện
lực có trách nhiệm xem xét, quyết định khôi phục thị trường điện và thông
báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho các thành viên tham
gia thị trường điện về quyết định khôi phục thị trường điện của Cục Điều tiết
điện lực.
Mục 4. XUẤT KHẨU,
NHẬP KHẨU ĐIỆN TRONG VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều
62. 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
63. 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
64. 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
65. 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 được quy định tại
Quy định về đo đếm điện năng trong thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ Công
Thương ban hành.
Điều
66. 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
67. 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, giá điện năng thị trường được tính bằng giá trần thị
trường.
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
68. Xác định công suất thanh toán30
1. Các nguyên tắc xác
định công suất thanh toán cho từng chu kỳ giao dịch
a) Các tổ máy tham
gia phát điện trong mỗi chu kỳ trên thị trường được lập lịch nhận giá công suất
thị trường cho chu kỳ đó trừ các tổ máy khởi động chậm đã ngừng để làm dự phòng,
tổ máy đã ngừng sự cố;
b) Đối với các tổ máy
không cung cấp dịch vụ dự phòng quay và điều tần, công suất thanh toán của tổ
máy bằng sản lượng điện năng của tổ máy tại vị trí đo đếm điện trong chu kỳ
giao dịch;
c) Đối với các tổ máy
tham gia cung cấp dịch vụ dự phòng quay và điều tần, ngoài sản lượng điện năng
của tổ máy tại vị trí đo đếm điện (tại điểm giao nhận) trong chu kỳ giao dịch,
tổ máy được thanh toán thêm đối với công suất dự phòng quay và điều tần xác
định theo quy định tại Khoản 2 và Khoản 3 Điều này.
2. Công suất dự phòng
quay dùng để tính thanh toán trong chu kỳ giao dịch I được tính toán theo
công thức sau:
Qdpq = Min [{Min[(Qdd,i (QĐ) + Qdpqcb), Qcb] - Qmq}, Qdpqcb]
Trong đó:
Qdpq: Lượng công suất
thanh toán dự phòng quay của tổ máy trong chu kỳ giao dịch i tại vị trí đo đếm (kW);
Qdd,i (QĐ): Sản lượng huy động
theo lệnh điều độ được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qdpqcb: Công suất dự phòng
quay công bố cho ngày tới của tổ máy được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i
(kW);
Qcb: Công suất công bố
của tổ máy trong bản chào lập lịch của tổ máy được quy đổi về vị trí đo đếm
trong chu kỳ giao dịch i (kW);
Qmq: Sản lượng điện năng
đo đếm của tổ máy trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
3. Công suất điều tần
dùng để tính thanh toán trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo công thức
sau:
Qđt = Min [{Min[(Qdd,i (QĐ) + Qđtcb), Qcb] - Qmq}, Qđtcb]
Trong đó:
Qđt: Lượng công suất
thanh toán điều tần của tổ máy trong chu kỳ giao dịch i đã quy đổi về vị trí đo
đếm (kW);
Qdd,i (QĐ): Sản lượng huy động
theo lệnh điều độ được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qđtcb: Công suất điều tần
công bố cho ngày tới của tổ máy được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kW);
Qcb: Công suất công bố
của tổ máy trong bản chào lập lịch của tổ máy được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ
giao dịch i (kW);
Qmq: Sản lượng điện năng
đo đếm của tổ máy trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
4. 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
69. Xác định giá điện năng thị trường và công suất thanh toán khi can thiệp vào
thị trường điện
1. Trong trường hợp
thời gian can thiệp thị trường nhỏ hơn 24 giờ:
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện sử dụng bản chào giá hợp lệ để xác định giá điện
năng thị trường theo quy định tại Điều 67 và lượng công
suất thanh toán theo quy định tại Điều 68 Thông tư này;
b) Trong trường hợp
tổ máy không có bản chào giá hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện sử dụng giá sàn cho phần sản lượng hợp đồng giờ và giá trần bản
chào cho sản lượng ngoài hợp đồng để lập lịch tính giá điện năng thị trường và
lịch công suất cho chu kỳ giao dịch đó.
2. Trong trường hợp
thời gian can thiệp thị trường lớn hơn hoặc bằng 24 giờ, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện không có trách nhiệm thực hiện tính toán giá điện
năng thị trường và công suất thanh toán cho khoảng thời gian thị trường bị can
thiệp.
Mục
3. THANH TOÁN CHO ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN GIAO DỊCH TRỰC TIẾP
Điều
70. 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 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. Trong 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 này bằng không (Qdui = 0). Nếu tổ máy này có ràng buộc kỹ
thuật, gây ảnh hưởng đến công suất phát của các tổ máy khác của nhà máy thì các
tổ máy bị ảnh hưởng này cũng không tính sản lượng Qdu (Qdui = 0);
đ) Để tăng tính chính
xác trong việc xác định thành phần Qdu, các công tơ đo đếm đầu cực tổ máy và
các công tơ lắp tại các điểm đo đếm tự dùng của tổ máy (nếu có) được ưu tiên sử
dụng để xác định sản lượng thực phát đầu cực của các tổ máy phát điện để so
sánh với việc tuân thủ lệnh điều độ theo hệ thống quản lý mệnh lệnh điều độ
(DIM);
e) Sai số điện năng điều
độ 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 trong chu kỳ giao dịch được xác định như sau:
a) Xác định các tổ
máy có giá chào cao hơn giá trần thị trường được xếp lịch tính giá thị trường
cho chu kỳ giao dịch i và vị trí đo đếm của tổ máy đó;
b) Tính toán sản lượng
điện năng thanh toán theo giá chào tại từng vị trí đo đếm xác định tại Điểm
a Khoản này theo công thức sau:
nếu 
và
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 trong chu kỳ giao dịch i của
các tổ máy có đấu nối vào vị trí đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó
(kWh);
: Sản lượng điện năng ứng với lượng công suất
có giá chào cao hơn giá trần thị trường và được xếp trong lịch tính giá thị
trường trong chu kỳ giao dịch i của các tổ máy có đấu nối vào vị trí đo đếm j
và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh);
: Sản lượng điện năng phát sai khác so
với sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy có đấu nối vào vị trí đo
đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh).
c) Tính toán sản
lượng điện năng thanh toán theo giá chào cho nhà máy điện theo công thức sau:
Trong đó:
j: Điểm đo đếm thứ j
của nhà máy nhiệt điện, xác định tại điểm a Khoản này;
J: Tổng số các điểm
đo đếm của nhà máy điện có tổ máy chào cao hơn giá trần thị trường và được xếp
lịch tính giá thị trường;
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 (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
71. 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 > ).
2.31 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 quy định tại Khoản 1 Điều 70 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
70 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 (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
72. 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).
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 × 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 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).
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 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 hoặc được huy động công suất với dải chào giá cao hơn giá
trần thị trường thì nhà máy được thanh toán cho phần sản lượng phát tương ứng trong
chu kỳ đó bằng giá trần thị trường.
6. Khoản thanh toán
cho sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ
của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch.
a) Tính toán cho từng
chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
- Trường hợp sản lượng
điện năng phát tăng thêm so với lệnh điều độ:
Trong đó:
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 mini: 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 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
73. 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
74. 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) × 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
75. 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 quy định tại Điều 72, Điều 73 và Điều 74 theo
giá điện năng thị trường và lượng công suất thanh toán xác định tại Điều 69 Thông tư này.
2. Trường hợp thời
gian can thiệp thị trường lớn hơn hoặc bằng 24 giờ, Đơn vị phát điện được thanh toán
theo giá hợp đồng cho toàn bộ sản lượng điện năng đo đếm.
Điều
76. Thanh toán khi dừng thị trường điện
Trong thời gian dừng
thị trường điện, Đơn vị phát điện được thanh toán theo giá hợp đồng cho toàn bộ
sản lượng điện năng đo đếm.
Mục
4. THANH TOÁN DỊCH VỤ PHỤ TRỢ VÀ THANH TOÁN KHÁC
Điều
77. 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
78. Thanh toán cho dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ dự phòng nguội,
dịch vụ vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện, dịch vụ điều
chỉnh điện áp và khởi động đen
Đơn vị cung cấp dịch
vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ dự phòng nguội, dịch vụ vận hành phải phát
do ràng buộc an ninh hệ thống điện, 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
79. 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 × (Qhci × α) + (CANi + SMPi) × (Qhci ×(1 - α)) + Rdui
Trong đó:
Rgi: Khoản thanh toán
cho nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Pc: Giá hợp đồng mua
bán điện (đồng/kWh);
Qhci: Sản lượng điện hiệu
chỉnh trong chu kỳ giao dịch i (kWh) được xác định như sau:
- Trường hợp Qdui > 0, Qhci = Qmi - Qdui;
- Trường hợp Qdui ≤ 0, Qhci = Qmi.
Qmi: Sản lượng điện năng
tại 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 × Qhci × 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
80. 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 65 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 65 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 55
Thông tư này hoặc phải ngừng 01 lò hơi để giảm công suất theo quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều 55 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.
4.32 (được bãi bỏ)
5.33 (được bãi bỏ)
6. 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.
7.34 (được bãi bỏ)
8. 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 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.
9.35 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 giá hợp đồng mua bán điện.
10. 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.
11. 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.
12. 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 điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký
với Đơn vị mua buôn duy nhất.
13. Trường hợp tổ máy
thủy điện phải phát công suất lớn hơn công suất công bố trong bản chào giá ngày
tới theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện vì lý do
an ninh hệ thống, toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong khoảng thời
gian này được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với
Đơn vị mua buôn duy nhất.
14. Trường hợp nhà
máy thủy điện tham gia điều chỉnh tần số cấp I theo yêu cầu của Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện
trong các chu kỳ liên quan được thanh toán theo cơ chế nhà máy thủy điện có hồ
chứa điều tiết dưới 02 ngày, không tính đến sản lượng điện năng phát sai khác
so với lệnh điều độ (Qdu = 0). Các nhà máy thủy điện cùng nhóm nhà máy thủy
điện bậc thang (nếu có) của các nhà máy tham gia điều tần cấp I được thanh toán
theo cơ chế nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày, có xét đến sản
lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ.
Mục 5. TRÌNH TỰ, THỦ
TỤC THANH TOÁN
Điều
81. 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
82. 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
83. 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.
5.36 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
84. 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
85. 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 giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện.
Điều
86. 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
87. 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
88. 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
89. 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
90. 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
91. 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 được 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 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
92. 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
93. 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
94. 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. Các thành viên
tham gia thị trường điện có trách nhiệm đầu tư các 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 điện 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 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
95. 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 được 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
96. 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
97. 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
98. 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 quy định tại Điều 97 Thông tư này.
Điều
99. 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
100. 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 được 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.[37] 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
101. 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
102. 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 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 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 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
103. 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
104. 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
105. 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 (một) 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
106. 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
107. 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 không thỏa thuận được.
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 (một) bản để báo cáo.
Điều
108. 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 quy định tại Khoản 2 Điều 103 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.
2. 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 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
109. 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
110. 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 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 quy định tại Thông tư này
và các quy định pháp luật khác liên quan đến bảo mật thông tin.
Điều
111. 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
112. Các hình thức xử lý vi phạm
1. Đơn vị vi phạm
phải chịu một trong các hình thức, mức độ xử phạt đối với từng hành vi vi phạm
theo quy định tại Điều 14 Nghị định số 134/2013/ NĐ-CP ngày 17 tháng 10 năm
2013 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.
2. Đối với nhà máy
điện có hành vi vi phạm quy định tại Khoản 1 Điều 8 Thông tư
này, ngoài bị xử phạt vi phạm hành chính theo quy định tại Khoản 1 Điều này còn bị đình
chỉ quyền tham gia thị trường điện.
Điều
113. Trình tự, thủ tục đình chỉ quyền tham gia thị trường điện
1. Trường hợp nhà máy
điện có hành vi vi phạm quy định tại Khoản 1 Điều 8 Thông tư
này, trong thời hạn 05 (năm) ngày kể từ ngày ra Quyết định xử phạt vi phạm
hành chính hoặc kể từ ngày ra văn bản kết luận có hành vi vi phạm gây hậu quả
nghiêm trọng về đảm bảo an ninh cung cấp điện hoặc về tài chính cho các đơn vị
khác trong thị trường điện, Cục Điều tiết điện lực xem xét, ra quyết định đình
chỉ quyền tham gia thị trường điện đối với nhà máy điện có hành vi vi phạm và
gửi cho nhà máy điện vi phạm và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện.
2. Thời hạn hiệu lực
của quyết định đình chỉ quyền tham gia thị trường điện đối với nhà máy điện
có hành vi vi phạm không quá 01 (một) năm.
3. Trong thời hạn 01
ngày kể từ ngày nhận được Quyết định đình chỉ quyền 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.
4. Hết thời hạn quy
định tại Khoản 2 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.
Chương
X
TỔ
CHỨC THỰC HIỆN
Điều
114. 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.
3.38 Xây dựng quy định
tham gia thị trường điện cho các nhà máy điện BOT, nhà máy điện thuộc khu công
nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia trình Bộ trưởng Bộ
Công Thương xem xét quyết định.
Điều
115. 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 đăng ký
tham gia thị trường điện;
k) Quy trình tối ưu
sử dụng nguồn nhiên liệu khí phục vụ công tác lập lịch huy động ngày tới;
l) Quy trình phối hợp
xác nhận các sự kiện phục vụ các khoản thanh toán trên thị trường điện.
1a.39 Xây dựng bổ sung các
quy trình, trình Cục Điều tiết điện lực ban hành, bao gồm:
a) Quy trình đào tạo,
kiểm tra và công nhận chức danh kỹ sư điều hành giao dịch thị trường điện;
b) 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 quy định tại Thông tư này.
Điều
116. 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.
Điều
117. Hiệu lực thi hành40
1. Thông tư này có
hiệu lực thi hành kể từ ngày 18 tháng 11 năm 2014. Thông tư số 03/2013/TT-BCT
ngày 08 tháng 02 năm 2013 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị
trường phát điện cạnh tranh và các văn bản chỉ đạo, hướng dẫn do Bộ Công Thương
ban hành nhằm thực hiện Thông tư số 03/2013/TT-BCT ngày 08 tháng 02 năm 2013
của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh
hết hiệu lực thi hành kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực.
Trong quá trình thực
hiện Thông tư này, nếu có vấn đề vướng mắc, nội dung mới phát sinh, các đơn vị
có liên quan có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết lực để nghiên cứu, đề xuất,
trình Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung Thông tư cho phù hợp. Các đơn vị có liên
quan có trách nhiệm thực hiện các hướng dẫn theo quy định tại Khoản
2 Điều 114 đến thời điểm Thông tư sửa đổi, bổ sung được ban hành./.
|
|
XÁC
THỰC VĂN BẢN HỢP NHẤT
BỘ
TRƯỞNG
Vũ
Huy Hoàng
|
PHỤ
LỤC 1
LỊCH
VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
(Ban hành kèm theo 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)
|
Thời hạn
|
Hoạt động
|
Đơn vị thực hiện
|
Đơn vị phối hợp
|
Thời gian áp dụng
|
Chu kỳ
|
Nội dung, kết quả
|
|
Ngày
|
Giờ
|
|
Ngày 01 tháng 11
năm N-1
|
|
Hoàn thành lập kế hoạch vận hành cho năm N
và trình EVN thẩm định
|
SMO
|
|
Năm N
|
Hàng năm
|
Hoàn thành và trình các kết quả tính toán
sau:
- Giá trị nước hàng tuần;
- Mức nước giới hạn tháng;
- Giá trần bản chào các tổ máy nhiệt điện;
- Kết quả lựa chọn nhà máy BNE;
- Sản lượng hợp đồng năm tại vị trí đo đếm
của từng nhà máy điện;
- Sản lượng hợp đồng hàng tháng tại vị trí
đo đếm trong năm;
- Các phương án giá trần thị trường;
- Giá công suất thị trường (CAN) hàng giờ.
Hồ sơ trình bao gồm cả các thông số đầu vào
và thuyết minh tính toán
|
|
Ngày 15 tháng 11
năm N-1
|
|
Trình ERAV phê duyệt kế hoạch vận hành cho
năm N
|
SMO
|
|
Năm N
|
Hàng năm
|
|
Ngày 15 tháng 11
năm N-1
|
|
Gửi kết quả tính toán sản lượng hợp đồng
năm, tháng
|
SMO
|
|
Năm N
|
Hàng năm
|
Gửi Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị
phát điện trực tiếp giao dịch các kết quả tính toán sau:
- Sản lượng hợp đồng năm tại vị trí đo đếm
của từng nhà máy điện;
- Sản lượng hợp đồng hàng tháng tại vị trí
đo đếm trong năm;
|
|
Ngày 25 tháng 11
năm N-1
|
|
Xử lý các sai lệch trong tính toán sản
lượng hợp đồng năm, tháng
|
SB, NMĐ
|
|
NămN
|
Hàng năm
|
Kiểm tra, phối hợp với SMO xử lý các sai
lệch trong tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng
|
|
Ngày 01 tháng 12
năm N-1
|
|
Công bố kế hoạch vận hành cho năm N
|
SMO
|
|
Năm N
|
Hàng năm
|
Công bố các nội dung của kế hoạch vận hành
cho năm N đã được phê duyệt
|
|
Ngày 20 tháng M-1
|
|
Hoàn thành lập kế hoạch vận hành cho tháng
M
|
SMO
|
NMĐ, SB, TNO
|
Tháng M
|
Hàng tháng
|
Hoàn thành tính toán các kết quả sau:
- Giá trị nước hàng tuần trong tháng
- Mức nước giới hạn các tuần trong tháng;
- Giá trần bản chào nhiệt điện trong tháng
M;
- Sản lượng dự kiến phát từng giờ trong
tháng của các nhà máy điện;
- Sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng
hàng giờ trong tháng.
|
|
Thứ Sáu tuần T-1
|
10h00
|
- Công bố giá trị nước
- Công bố sản lượng hàng giờ của các nhà
máy SMHP
|
SMO
|
NMĐ, SB, TNO
|
Tuần T
|
Hàng tuần
|
Công bố các kết quả sau:
- Giá trị nước cho tuần T;
- Mức nước giới hạn tuần;
- Sản lượng hàng giờ của các nhà máy SMHP
dự kiến cho tuần T.
|
|
Ngày D-1
|
10h00
|
Công bố các thông tin phục vụ vận hành thị
trường điện ngày tới
|
SMO
|
NMĐ, SB, TNO
|
Ngày D
|
Hàng ngày
|
Công bố các thông tin sau:
- Dự báo phụ tải ngày D;
- Sản lượng dự kiến hàng giờ của các nhà
máy SMHP;
- Sản lượng khí hàng ngày D của các nhà máy
tuabin khí.
- Điện năng xuất nhập khẩu ngày D;
- Kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn
hạn cho ngày D.
|
|
11h30
|
Nộp bản chào giá
|
NMĐ, SB
|
SMO
|
Ngày D
|
Hàng ngày
|
Bản chào giá cho từng tổ máy của NMĐ cho
ngày D. Bản chào giá của các nhà máy BOT (do SB nộp thay) cho ngày D.
|
|
10h00
|
Công bố sản lượng của các nhà máy thủy điện
có hồ chứa điều tiết dưới 2 ngày
|
NMĐ
|
SMO
|
Ngày D
|
Hàng ngày
|
Các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết
dưới 2 ngày công bố sản lượng tuần tới cho SMO
|
|
16h00
|
Công bố lịch huy động ngày D
|
SMO
|
NMĐ, SB, TNO
|
Ngày D
|
Hàng ngày
|
Công bố các thông tin trong lịch huy động
cho từng giờ của ngày D
|
|
Ngày D-1 và D
|
Liên tục
|
Công bố các thay đổi về công suất khả dụng
của tố máy và độ sẵn sàng của lưới truyền tải
|
NMĐ, TNO
|
SMO
|
Ngày D-1 và D
|
Liên tục
|
NMĐ cung cấp thông tin về các thay đổi công
suất khả dụng của các tố máy TNO cung cấp thông tin về các thay đổi độ sẵn
sàng của lưới truyền tải
|
|
Ngày D
|
15 phút trước giờ
vận hành
|
Công bố lịch huy động giờ tới
|
SMO
|
NMĐ, SB, TNO
|
Giờ vận hành
|
Hàng giờ
|
Công bố các thông tin trong lịch huy động
cho giờ vận hành tới
|
|
Ngày D+1
|
15h00
|
Cung cấp số liệu đo đếm điện năng trong
ngày D
|
MDMSP
|
SMO, SB
|
Ngày D
|
Hàng ngày
|
Số liệu đo đếm điện năng của các nhà máy
điện trong từng giờ của ngày D
|
|
Ngày D+2
|
9h00
|
Công bố giá thị trường và lượng công suất
thanh toán
|
SMO
|
NMĐ, SB
|
Ngày D
|
Hàng ngày
|
Bản chào giá các tổ máy, giá thị trường
điện năng, giá thị trường toàn phần, lượng công suất thanh toán và các kết
quả tính toán khác cho từng giờ của ngày D
|
|
Tổng hợp và cung cấp số liệu phục vụ tính
toán thanh toán cho ngày D
|
SMO
|
NMĐ, SB
|
Ngày D
|
Hàng ngày
|
Theo quy định tại Phụ lục 6 Thông tư này
|
|
Ngày D+3
|
|
Cung cấp bảng kê thanh toán sơ bộ cho ngày
D
|
SMO
|
NMĐ, SB
|
Ngày D
|
Hàng ngày
|
Các khoản thanh toán trong từng chu kỳ giao
dịch của ngày D
|
|
Ngày D+5
|
|
Thông báo các sai sót trong bảng kê thanh
toán sơ bộ của ngày D (nếu có)
|
NMĐ, SB
|
SMO
|
Ngày D
|
Hàng ngày
|
Thông báo các sai sót trong bảng kê thanh
toán sơ bộ của ngày D (nếu có)
|
|
Ngày D+6
|
|
Cung cấp bảng kê thanh toán hoàn chỉnh cho
ngày D
|
SMO
|
NMĐ, SB
|
Ngày D
|
Hàng ngày
|
Các khoản thanh toán trong từng chu kỳ giao
dịch của ngày D
|
|
Ngày làm việc thứ 7
tháng M+1
|
|
Cung cấp số liệu đo đếm chính thức cho
tháng M
|
MDMSP
|
SMO
|
Tháng M
|
Hàng tháng
|
Theo quy định tại Thông tư số 27/TT-BCT
ngày 25 tháng 9 năm 2009
|
|
Ngày làm việc thứ
10 tháng M+1
|
|
Cung cấp bảng kê thanh toán hoàn chỉnh cho
tháng M
|
SMO
|
NMĐ, SB
|
Tháng M
|
Hàng tháng
|
Các khoản thanh toán trong từng ngày giao
dịch trong tháng M
|
|
Trước ngày 20 của
tháng M+1
|
|
Gửi hóa đơn thanh toán
|
NMĐ
|
SB
|
Tháng M
|
Hàng tháng
|
Hóa đơn thanh toán và hồ sơ thanh toán
|
|
Theo thời hạn thanh
toán tại hợp đồng mua bán điện
|
|
Thanh toán
|
SB
|
NMĐ
|
Tháng M
|
Hàng tháng
|
Thanh toán theo quy định tại hợp đồng mua
bán điện
|
Chú thích:
NMĐ: Nhà máy điện;
SMO: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện;
SB: Đơn vị mua buôn duy nhất;
TNO: Đơn vị truyền tải điện;
MDMSP: Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện
năng.
PHỤ
LỤC 2
MẪU
BẢNG GIÁ TRẦN BẢN CHÀO CỦA NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN
(Ban hành kèm theo 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)
1. Tên nhà máy
điện:.....................................
2. Thời gian áp dụng: trong tháng.......
năm.......
|
Tổ máy
|
Chi phí nhiên liệu,
VND/BTU
|
Hê số chi phí phụ,
%
|
Suất hao nhiệt,
BTU/kWh
|
Hệ số suy giảm hiệu
suất, %
|
KDC
|
Giá trần bản chào,
VNĐ/kWh
|
|
Phân loại tổ máy
|
KDC
|
|
Tổ máy 1
|
..
|
|
..
|
..
|
Chạy nền
|
|
..
|
|
Tổ máy 2
|
..
|
|
..
|
..
|
Chạy lưng
|
|
..
|
|
Tổ máy 3
|
..
|
|
..
|
..
|
Chạy đỉnh
|
|
..
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
PHỤ
LỤC 3
MẪU
BẢN CHÀO
(Ban hành kèm theo Thông tư sổ 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)
|
Giờ
|
Ngày
|
Tháng
|
Năm
|
(Tên NMĐ)
|
(Tên tổ máy điện)
|
(Nhiên liệu)
|
Ngày
|
Tháng
|
Năm
|
(Tên NMĐ)
|
(Tên tổ máy điện)
|
(Nhiên liệu)
|
|
|
|
|
Giá chào (VNĐ/kwh)
|
|
|
|
Giá chào (VNĐ/kwh
|
|
Khoảng công suất
chào, MW
|
Mức giá 1
|
Mức giá 2
|
Mức giá 3
|
Mức giá 4
|
Mức giá 5
|
Khoảng công suất chào,
MW
|
Mức giá 1
|
Mức giá 2
|
Mức giá 3
|
Mức giá 4
|
Mức giá 5
|
|
Pmin
|
Công suất công bố
|
Ngưỡng công suất
tương ứng
|
Pmin
|
Công suất công bố
|
Ngưỡng công suất
tương ứng
|
|
1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
..
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
..
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
..
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
..
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
..
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
22
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
23
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
24
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Tốc độ tăng công suất tối đa:
|
Tốc độ tăng công suất tối đa:
|
|
Tốc độ giảm công suất tối đa:
|
Tốc độ giảm công suất tối đa:
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
PHỤ
LỤC 4
MẪU
BẢNG KÊ THANH TOÁN NGÀY
(Ban hành kèm theo 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)
1. Tên Công ty phát điện:___________________
2. Tên nhà máy điện:_______________________
3. Ngày giao dịch:_________________________
Bảng 1. BẢNG TỔNG HỢP
CÁC KHOẢN THANH TOÁN HÀNG NGÀY
|
|
Khoản thanh toán
|
Thành tiền VND
|
|
I
|
Thanh toán điện năng thị trường (= 1 + 2 +
3 + 4)
|
|
|
1
|
Khoản thanh toán tỉnh theo giá điện năng
thị trường
|
|
|
2
|
Khoản thanh toán tỉnh theo giá chào
|
|
|
3
|
Khoản thanh toán cho phần sản lượng phát
tăng thêm
|
|
|
4
|
Khoản thanh toán do phát sai lệnh điều độ
|
|
|
II
|
Thanh toán công suất thị trường
|
|
|
III
|
Thanh toán khác
|
|
|
|
Tổng cộng (= I + II + III)
|
|
Bảng 2. BẢNG KÊ KHOẢN
THANH TOÁN TÍNH THEO GIÁ ĐIỆN NĂNG THỊ TRƯỜNG
|
Chu kỳ giao dịch
(giờ)
|
Sản lượng
(MWh)
|
Giá điện năng thị
trường
(VNĐ/kWh)
|
Thành tiền
(VNĐ)
|
|
1
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
....
|
|
|
|
|
24
|
|
|
|
|
Tổng cộng
|
|
|
|
Bảng 3. BẢNG KÊ KHOẢN
THANH TOÁN TÍNH THEO GIÁ CHÀO
|
Chu kỳ giao dịch
|
(Tên nhà máy điện)
|
|
(Tên tổ máy)
|
(Tên tổ máy)
|
(Tên tổ máy)
|
|
Dải công suất chào,
MWh
|
Giá chào, VNĐ/kWh
|
Thành tiền, VNĐ
|
Dải công suất chào,
MWh
|
Giá chào, VNĐ/kWh
|
Thành tiền, VNĐ
|
Dải công suất chào,
MWh
|
Giá chào, VNĐ/kWh
|
Thành tiền, VNĐ
|
|
1
|
DQ1
|
P1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
DQ2
|
P2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
....
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
24
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Tổng cộng
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bảng 4. BẢNG KÊ KHOẢN
THANH TOÁN CHO PHẦN SẢN LƯỢNG PHÁT TĂNG THÊM
|
Chu kỳ giao dịch
|
Tên nhà máy điện
|
|
Tên tổ máy
|
Tên tổ máy
|
Tên tổ máy
|
|
Sản lượng, MWh
|
Giá thanh toán,
VNĐ/kWh
|
Thành tiền, VNĐ
|
Sản lượng, MWh
|
Giá thanh toán,
VNĐ/kWh
|
Thành tiền, VND
|
Sản lượng, MWh
|
Giá thanh toán,
VNĐ/kWh
|
Thành tiền, VNĐ
|
|
1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
....
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
24
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Tổng cộng
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bảng 5. BẢNG KÊ KHOẢN
THANH TOÁN CÔNG SUẤT THỊ TRƯỜNG
|
Chu kỳ giao dịch (giờ)
|
Lượng công suất
thanh toán (MW)
|
Giá công suất thị
trường (VNĐ/kW)
|
Thành tiền VNĐ
|
|
1
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
...
|
|
|
|
|
....
|
|
|
|
|
24
|
|
|
|
|
Tổng cộng
|
|
|
|
PHỤ
LỤC 5
MẪU
BẢNG KÊ THANH TOÁN THÁNG
(Ban hành kèm theo 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)
1. Tên Công ty phát điện:
2. Tên nhà máy điện:
3. Chu kỳ thanh toán:
Bảng 1. BẢNG TỔNG HỢP
CÁC KHOẢN THANH TOÁN THÁNG
|
|
Khoản thanh toán
|
Thành tiền VND
|
|
I
|
Thanh toán điện năng thị trường (= 1 + 2 +
3 + 4)
|
|
|
1
|
Khoản thanh toán tính theo giá điện năng
thị trường
|
|
|
2
|
Khoản thanh toán tính theo giá chào
|
|
|
3
|
Khoản thanh toán cho phần sản lượng phát
tăng thêm
|
|
|
4
|
Khoản thanh toán do phát sai lệnh điều độ
|
|
|
II
|
Thanh toán công suất thị trường
|
|
|
III
|
Thanh toán khác
|
|
|
|
Tổng cộng (= I + II + III)
|
|
Bảng 2. BẢNG KÊ THANH
TOÁN ĐIỆN NĂNG THỊ TRƯỜNG TRONG THÁNG
|
Ngày giao dịch
|
Thanh toán điện
năng thị trường, VNĐ
|
Tổng
|
|
Thanh toán tính
theo giá SMP
|
Thanh toán tính
theo giá chào
|
Thanh toán cho phần
sản lượng phát tăng thêm
|
Khoản thanh toán do
phát sai lệnh điều độ
|
|
|
1
|
|
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
|
|
...
|
|
|
|
|
|
|
....
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
30
|
|
|
|
|
|
|
31
|
|
|
|
|
|
Bảng 3. BẢNG KÊ THANH
TOÁN CÔNG SUẤT THỊ TRƯỜNG TRONG THÁNG
|
Ngày giao dịch
|
Thanh toán công
suất thị trường, VNĐ
|
|
1
|
|
|
2
|
|
|
...
|
|
|
...
|
|
|
....
|
|
|
|
|
|
30
|
|
|
31
|
|
|
Tổng cộng
|
|
|
|
Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
(Ký tên và đóng dấu)
|
(Gửi kèm theo bảng kê thanh toán hoàn chỉnh
cho từng ngày giao dịch trong tháng)
PHỤ
LỤC 6
DỮ
LIỆU PHỤC VỤ TÍNH TOÁN THANH TOÁN
(Ban hành kèm theo 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)
|
Số liệu
|
Ký hiệu
|
Đơn vị cung cấp
|
|
Điện năng đo đếm trong chu kỳ giao dịch i
của ngày D, kWh.
|
Qmqd,i
|
MDMSP
|
|
Giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao
dịch i của ngày D, VND/kWh.
|
SMPd,i
|
SMO
|
|
Giá điện năng sử dụng để xác định phần công
suất được nhận CAN trong chu kỳ giao dịch i của ngày D, VND/kWh.
|
SMPd,i (CAN)
|
|
Giá công suất thị trường CAN trong chu kỳ
giao dịch i của ngày D, VND/kWh.
|
CANd,i
|
|
Tổng lượng công suất được trả CAN của tổ
máy g trong chu kỳ giao dịch i của ngày D thuộc chu kỳ thanh toán, kWh.
|
|
|
Công suất lập lịch cung cấp dự phòng quay
của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i của ngày D thuộc chu kỳ thanh toán,
kWh.
|
|
|
Sản lượng điện năng thanh toán theo giá
điện năng thị trường của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i của ngày D thuộc
chu kỳ thanh toán, kWh.
|
|
|
Sản lượng điện năng thanh toán theo giá
chào của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i của ngày giao dịch D thuộc chu kỳ
thanh toán, kWh.
|
Qbpd,i
|
|
Sản lượng điện năng phát sai khác so với
sản lượng huy động theo lệnh điều độ tính tại đầu cực máy phát xác định cho
chu kỳ giao dịch i.
|
Qdui
|
|
Sản lượng điện năng phát tăng thêm của tổ
máy g trong chu kỳ giao dịch i của ngày giao dịch D, kWh.
|
|
|
Giá thanh toán cho tổ máy g phát tăng thêm
trong chu kỳ giao dịch i của ngày giao dịch D, VND/kWh.
|
|
|
Giá chào của nhà máy điện năng trong chu kỳ
giao dịch i của ngày giao dịch D, VND/kWh.
|
Pbd,i
|
|
Các khoản thanh toán khác, VND
|
|