|
BỘ CÔNG THƯƠNG
-------
|
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ
NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số: 07/VBHN-BCT
|
Hà Nội, ngày 03
tháng 3 năm 2021
|
THÔNG TƯ
QUY
ĐỊNH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN CẠNH TRANH VÀ SỬA ĐỔI, BỔ SUNG MỘT SỐ ĐIỀU
CỦA THÔNG TƯ SỐ 56/2014/TT-BCT NGÀY 19 THÁNG 12 NĂM 2014 CỦA BỘ CÔNG THƯƠNG QUY
ĐỊNH PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ PHÁT ĐIỆN, TRÌNH TỰ KIỂM TRA HỢP ĐỒNG MUA BÁN
ĐIỆN
Thông tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11
năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn
điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT
ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác
định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện, có hiệu lực kể từ
ngày 01 tháng 01 năm 2019, được sửa đổi, bổ sung bởi:
1. Thông tư số 24/2019/TT-BCT ngày 14 tháng
11 năm 2019 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông
tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy
định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều
của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công
Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng
mua bán điện, có hiệu lực kể từ ngày 01 tháng 01 năm 2020;
2. Thông tư số 57/2020/TT-BCT ngày 31 tháng
12 năm 2020 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp, trình tự xây
dựng và ban hành khung giá phát điện, có hiệu lực kể từ ngày 22 tháng 02 năm
2021.
Căn cứ Nghị định số 98/2017/NĐ-CP ngày
18 tháng 8 năm 2017 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ
cấu tổ chức của Bộ Công Thương;
Căn cứ Luật Điện lực
ngày 03 tháng 12 năm 2004; Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực
ngày 20 tháng 11 năm 2012;
Căn cứ Nghị định số 137/2013/NĐ-CP
ngày 21 tháng 10 năm 2013 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều
của Luật Điện lực và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực;
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 bán buôn điện cạnh tranh
và sửa
đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm
2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện,
trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện.[1]
Thông tư này quy định
về:
1. Vận hành thị
trường bán buôn điện cạnh tranh (sau đây viết tắt là thị trường điện) và trách
nhiệm của các đơn vị tham gia thị trường điện.
2. Sửa đổi, bổ
sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 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.
Thông tư này áp dụng
đối với các đơn vị tham gia thị trường điện sau đây:
1. Đơn vị mua buôn điện.
2. Đơn vị phát điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện.
4. Đơn vị truyền tải điện.
5. Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Trong Thông tư này,
các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. AGC (viết
tắt theo tiếng Anh: Automatic Generation Control) là hệ thống thiết bị tự động điều
chỉnh tăng giảm công suất tác dụng của tổ máy phát điện nhằm duy trì tần số của
hệ thống điện ổn định trong phạm vi cho phép theo nguyên tắc vận hành kinh tế tổ
máy phát điện.
2. Bản chào giá là bản chào bán điện
năng lên thị trường điện của từng 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.
3. Bản chào giá lập lịch là bản chào
giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chấp nhận để lập lịch
huy động ngày tới, chu kỳ giao dịch tới.
4. Bản chào mặc định là bản chào
giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng để lập lịch
huy động ngày tới, chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp không nhận được bản
chào giá hợp lệ của đơn vị phát điện.
5. Bảng kê thanh
toán là
bảng tính toán các khoản thanh toán cho
đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và các đơn vị mua điện được Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện lập cho mỗi ngày giao dịch và cho mỗi chu
kỳ thanh toán.
6. Can thiệp 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 64 Thông tư này.
7. Chu kỳ thanh toán là chu kỳ lập
chứng từ, hoá đơn cho các khoản giao dịch trên thị trường điện trong khoảng thời
gian 01 tháng, tính từ ngày 01 hàng tháng.
8. Công suất công bố là mức công
suất sẵn sàng lớn nhất của tổ máy phát điện được đơn vị chào giá hoặc Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát điện ký hợp đồng cung cấp
dịch vụ phụ trợ công bố theo lịch vận hành thị trường điện.
9. Công suất điều độ là mức công
suất của tổ máy phát điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
huy động thực tế trong chu kỳ giao dịch.
10. Công suất huy động chu kỳ giao dịch tới
là
mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho chu kỳ giao dịch đầu
tiên trong lịch huy động chu kỳ giao dịch tới.
11. Công suất huy động ngày tới là mức
công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho các chu kỳ giao dịch
trong lịch huy động ngày tới theo kết quả lập lịch có ràng buộc.
12. Công suất phát tăng thêm là phần công
suất chênh lệch giữa công suất điều độ và công suất được sắp xếp trong lịch
tính giá thị trường của tổ máy phát điện.
13. [2]
Dịch vụ phụ trợ là các dịch vụ điều khiển tần
số thứ cấp, khởi động nhanh, dự phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện, điều
chỉnh điện áp và khởi động đen.
14. [3] Dịch vụ dự
phòng điều chỉnh tần số bao gồm các dịch vụ điều tần và dịch vụ dự
phòng quay.
15. Điện năng phát tăng thêm là lượng
điện năng phát của tổ máy phát điện được huy động tương ứng với công suất phát
tăng thêm.
16. Đơn vị chào giá là đơn vị trực
tiếp nộp bản chào giá trong thị trường điện, bao gồm đơn vị phát điện hoặc các
nhà máy điện được đăng ký chào giá trực tiếp và đơn vị đại diện chào giá cho
nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.
17. Đơn vị mua buôn điện là đơn vị điện
lực có chức năng mua buôn điện trên thị trường điện giao ngay (tại các điểm
giao nhận giữa lưới truyền tải điện và lưới phân phối điện và tại các điểm giao
nhận với các nhà máy điện trên lưới phân phối). Trong giai đoạn đầu vận hành thị
trường điện, đơn vị mua buôn điện bao gồm 05 Tổng công ty Điện lực thuộc Tập
đoàn Điện lực Việt Nam (Tổng công ty Điện lực miền Bắc, miền Trung, miền Nam,
Thành phố Hà Nội và Thành phố Hồ Chí Minh).
18. Đơn vị mua điện là đơn vị tham gia
thị trường bán buôn điện với vai trò là bên mua điện, bao gồm đơn vị mua buôn
điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
19. Đơn vị nhập khẩu điện là đơn vị điện
lực có chức năng ký kết và quản lý các hợp đồng nhập khẩu điện, trong đó các điểm
giao nhận nhập khẩu trên lưới điện truyền tải có đấu nối hoặc không đấu nối vào
hệ thống điện quốc gia theo quy định.
20. Đơn vị phát điện là đơn vị sở
hữu một hoặc nhiều nhà máy điện tham gia thị trường điện và ký hợp đồng mua bán
điện cho các nhà máy điện này với đơn vị mua điện.
21. Đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch là đơn vị
phát điện có nhà máy điện không chào giá trực tiếp trên thị trường điện và
không áp dụng cơ chế thanh toán trên thị trường điện.
22. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch là đơn vị
phát điện có nhà máy điện được chào giá, lập lịch huy động theo bản chào giá và
tính toán thanh toán theo quy định tại Chương VIII Thông tư này.
23. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện
năng là đơn vị quản lý vận hành hệ thống thu thập, xử lý, lưu trữ số liệu
đo đếm điện năng phục vụ thị trường điện, bao gồm Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện, đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện, đơn vị mua buôn
điện theo phạm vi quản lý số liệu đo đếm của đơn vị.
24. 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.
25. 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.
26. Đơn vị xuất khẩu điện là đơn vị điện
lực có chức năng ký kết và quản lý các hợp đồng xuất khẩu điện với điểm giao nhận
xuất khẩu trên lưới điện truyền tải thuộc hệ thống điện quốc gia theo quy định.
27. Giá công suất thị trường là mức
giá tính toán cho mỗi chu kỳ giao dịch và áp dụng để tính toán khoản thanh toán
công suất cho các đơn vị phát điện trong thị trường điện.
28. Giá sàn bản chào là mức giá
thấp nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy phát điện trong bản
chào giá ngày tới.
29. Giá điện năng thị trường là mức
giá cho một đơn vị điện năng xác định cho mỗi chu kỳ giao dịch, áp dụng để tính
toán khoản thanh toán điện năng trong thị trường điện.
30. Giá thị trường điện toàn phần là tổng
giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường của mỗi chu kỳ giao dịch.
31. Giá trần bản chào là mức giá
cao nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy phát điện trong bản
chào giá ngày tới.
32. Giá trần thị trường điện là mức
giá điện năng thị trường cao nhất, được xác định cho từng năm.
33. Giá trị nước là mức giá biên kỳ vọng
tính toán cho lượng nước tích trong các hồ thủy điện khi được sử dụng để phát
điện thay thế cho các nguồn nhiệt điện trong tương lai, tính quy đổi cho một
đơn vị điện năng.
34. Hệ số suy giảm hiệu suất là chỉ số
suy giảm hiệu suất của tổ máy phát điện theo thời gian vận hành.
35. 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.
36. 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.
37. Hợp đồng mua bán điện là hợp đồng
mua bán điện ký kết giữa đơn vị mua điện với đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch
theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
38. 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.
39. 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.
40. Lịch huy động chu kỳ giao dịch tới là lịch huy
động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ cho chu kỳ
giao dịch tới và các chu kỳ giao dịch trong 03 giờ liền kề sau đó do Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán, công bố.
41. Lịch huy động ngày tới là lịch huy
động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ cho các
chu kỳ giao dịch của ngày giao dịch tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện lập.
42. Lịch tính giá điện năng thị trường là lịch do
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập sau ngày giao dịch hiện tại
để xác định giá điện năng thị trường cho từng chu kỳ giao dịch.
43. Mô hình mô phỏng thị trường điện là hệ thống
các phần mềm mô phỏng huy động các tổ máy phát điện và tính giá điện năng thị
trường được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập
kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần.
44. Mô hình tính toán giá trị nước là hệ thống
các phần mềm tối ưu thủy nhiệt điện để tính toán giá trị nước được Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận hành năm,
tháng và tuần.
45. Mức nước giới hạn là mức nước thượng
lưu thấp nhất của hồ chứa thủy điện cuối mỗi tháng trong năm hoặc cuối mỗi tuần
trong tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và
công bố theo Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn
hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện
truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
46. Mức nước tối ưu là mức nước thượng
lưu của hồ chứa thủy điện vào thời điểm cuối mỗi tháng hoặc cuối mỗi tuần, đảm
bảo việc sử dụng nước cho mục đích phát điện đạt hiệu quả cao nhất và đáp ứng
các yêu cầu ràng buộc, do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính
toán, công bố.
47. Năm N là năm hiện tại vận
hành thị trường điện, được tính theo năm dương lịch.
48. Ngày D là ngày giao dịch hiện
tại.
49. Ngày giao dịch là ngày diễn
ra các hoạt động giao dịch thị trường điện, tính từ 00h00 đến 24h00 hàng ngày.
50. Nhà máy điện BOT là nhà máy điện
được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao thông qua hợp đồng
giữa nhà đầu tư và cơ quan nhà nước có thẩm quyền.
51. Nhà máy điện mới tốt nhất là nhà
máy nhiệt điện mới đưa vào vận hành có giá phát điện bình quân tính toán cho
năm tới thấp nhất và giá hợp đồng mua bán điện được thoả thuận căn cứ theo
khung giá phát điện cho nhà máy điện chuẩn do Bộ Công Thương ban hành. Nhà máy
điện mới tốt nhất được lựa chọn hàng năm để sử dụng trong tính toán giá công suất
thị trường.
52. Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục
tiêu là nhà máy thủy điện trong danh mục nhà máy điện lớn có ý nghĩa đặc biệt
quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh do Thủ tướng Chính phủ phê
duyệt và danh mục nhà máy điện phối hợp vận hành với nhà máy điện lớn có ý
nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh do Bộ Công
Thương phê duyệt.
53. Nhà máy điện được phân bổ hợp đồng
là nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và được
phân bổ cho đơn vị mua buôn điện theo quy định tại Khoản 2 Điều
40 Thông tư này.
54. 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.
55. Nút giao dịch là vị trí được sử dụng
để xác định sản lượng điện năng giao nhận cho các giao dịch mua bán điện trên
thị trường điện giao ngay trong thị trường điện.
56. Phần mềm lập lịch huy động là hệ thống
phần mềm được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng để lập lịch
huy động ngày tới và chu kỳ giao dịch tới cho các tổ máy phát điện trong thị trường
điện.
57. Phụ tải hệ thống là tổng sản lượng
điện năng của toàn hệ thống điện tính quy đổi về đầu cực các tổ máy phát điện
và sản lượng điện năng nhập khẩu trong một chu kỳ giao dịch trừ đi sản lượng của
các nhà máy phát điện có tổng công suất đặt nhỏ hơn hoặc bằng 30MW không tham
gia thị trường điện và sản lượng của các nhà máy thủy điện bậc thang trên cùng
một dòng sông thuộc một đơn vị phát điện có tổng công suất đặt nhỏ hơn hoặc bằng
60MW (đáp ứng điều kiện áp dụng quy định về biểu
giá chi phí tránh được do Bộ Công Thương ban hành).
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. Tháng M là tháng hiện tại vận hành
thị trường điện, được tính theo tháng dương lịch.
63. Thị trường điện giao ngay là thị
trường thực hiện lập lịch huy động, tính toán giá thị trường theo bản chào và
thanh toán theo từng chu kỳ giao dịch trong ngày cho các giao dịch mua bán điện
năng giữa các đơn vị phát điện và các đơn vị mua điện.
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 được quy định tại Điều 47 trong Thông tư này.
Trong thị trường điện, thời điểm chấm dứt chào giá cho ngày D 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 tại một miền hoặc cả hệ thống điện trong chu kỳ giao dịch lớn hơn
phụ tải miền hoặc 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 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 hoà 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 tuân thủ theo Quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do
Bộ Công Thương ban hành và các quy định khác có liên quan.
1. 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 có trách nhiệm hoàn thành thủ tục đăng ký và trực tiếp tham gia
thị trường điện, trừ các nhà máy điện được quy định tại Khoản 3 Điều này.
2. Nhà máy điện có công suất đặt đến 30MW đấu
nối lưới điện cấp điện áp từ 110kV trở lên (trừ các trường hợp quy định tại Điểm
a, Điểm c, Điểm d, Điểm đ, Điểm e Khoản 3 Điều này) và nhà máy điện sử dụng
năng lượng tái tạo không phải thủy điện có công suất đặt lớn hơn 30 MW được quyền
lựa chọn tham gia thị trường điện. Trường hợp lựa chọn tham gia thị trường điện,
nhà máy điện có trách nhiệm:
a)
Chuẩn bị cơ sở hạ tầng theo quy định tại Khoản 4 Điều này;
b)
Hoàn thiện và nộp hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện theo quy định tại Khoản 1 Điều 7 Thông tư này;
c)
Tuân thủ các yêu cầu đối với đơn vị phát điện tham gia thị trường điện theo quy
định tại Thông tư này và các văn bản quy phạm pháp luật có liên quan.
3. Các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị
trường điện bao gồm:
a)
Nhà máy điện BOT;
b)
Nhà
máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện (trừ trường hợp quy định
tại Khoản 2 Điều này);
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 điện lên hệ thống
điện quốc gia;
đ)
Các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;
e) Các nguồn điện nhập khẩu.
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 mua điện trong thị trường điện trong năm N để công bố
cho các thành viên tham gia thị trường điện.
5. Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện tham
gia thị trường điện có trách nhiệm đầu tư, hoàn thiện hệ thống trang thiết bị để
đấu nối vào hệ thống thông tin thị trường điện (bao gồm: Hệ thống chào giá, hệ
thống quản lý lệnh điều độ, hệ thống hỗ trợ thanh toán thị trường điện, hệ thống
mạng kết nối thông tin nội bộ thị trường điện), hệ thống SCADA/EMS, hệ thống đo
đếm điện năng và chữ ký số đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện và các
hệ thống khác theo quy định.
1. Đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm đăng
ký tham gia thị trường điện trong trường hợp mua điện tại các vị trí đo đếm
thuộc phạm vi thị trường bán buôn điện quy định tại Điều 70
Thông tư này.
2. Đơn vị mua buôn 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 đo đếm điện năng, hệ thống thu thập số liệu đo đếm từ xa
tại các vị trí đo đếm ranh giới trong phạm vi quản lý và chữ ký số đáp ứng yêu
cầu vận hành của thị trường điện và các hệ thống khác theo quy định.
1. Đối với đơn vị
phát điện tham gia thị trường phát điện cạnh tranh, đơn vị mua buôn điện tham
gia thị trường bán buôn điện thí điểm: Tiếp tục tham gia thị trường bán buôn điện
từ ngày thị trường bán buôn điện cạnh tranh chính thức vận hành.
2. Đối với các trường
hợp khác
a) Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện có trách nhiệm tham gia thị
trường điện từ:
- Ngày đầu tiên của tháng M nếu ngày vận hành thương mại của nhà
máy điện được công nhận trước ngày 20 tháng M-1;
- Ngày đầu tiên của tháng M+1 nếu ngày vận hành thương mại của nhà
máy điện được công nhận từ ngày 20 đến ngày cuối cùng của tháng M-1.
b) Đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm tham gia thị trường điện từ
ngày thực hiện giao nhận, mua điện từ lưới điện truyền tải.
a)
1. Đối với Đơn vị phát điện
b)
Đơn vị phát điện tham gia thị trường điện
khi đáp ứng đủ các yêu cầu sau:
- Giấy
phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện còn hiệu lực;
- Hoàn
thành nghiệm thu đưa vào vận hành các hệ thống theo quy định tại Khoản
5 Điều 4 Thông tư này;
- Hoàn
thành ký kết hợp đồng mua bán điện và văn bản công nhận ngày vận hành thương
mại của nhà máy điện;
- Thỏa
thuận thống nhất về đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc
thang (trong trường hợp Đơn vị phát điện là đại diện cho nhóm nhà máy thủy
điện bậc thang).
c)
Trước 07 ngày làm việc kể từ ngày chậm nhất phải tham gia thị trường điện theo
quy định tại Điều 6 Thông tư này, Đơn vị phát điện có trách
nhiệm gửi 01 bộ hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện cho từng nhà máy điện về
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện qua trang thông tin điện tử thị
trường điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hướng
dẫn các đơn vị về thành phần hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện của Đơn vị
phát điện.
2. Đối với Đơn vị mua buôn điện
a)
Đơn vị mua buôn điện tham gia thị trường điện khi đáp ứng các yêu
cầu sau:
- Giấy
phép hoạt động điện lực còn hiệu lực;
- Đáp ứng
các quy định về đo đếm điện năng tại các điểm đo đếm ranh giới giao nhận của
đơn vị theo quy định;
- Hoàn
thành nghiệm thu đưa vào vận hành hệ thống thu thập số liệu đo đếm từ xa tại
các vị trí đo đếm ranh giới trong phạm vi quản lý của đơn vị, hệ thống mạng kết
nối thông tin nội bộ thị trường điện và chữ ký số.
b) Trước
07 ngày làm việc kể từ ngày chậm nhất phải tham gia thị trường điện theo quy
định tại Điểm b Khoản 2 Điều 6 Thông tư này, Đơn vị mua buôn
điện có trách nhiệm gửi 01 bộ hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện về Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện qua trang thông tin điện tử thị
trường điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
hướng dẫn các đơn vị về thành phần hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện của
Đơn vị mua buôn điện.
1. Trong thời hạn 02 ngày làm việc tính từ
ngày nhận được hồ sơ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm kiểm tra tính đầy đủ của hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện và yêu cầu
đơn vị đăng ký bổ sung, hoàn thiện hồ sơ nếu hồ sơ chưa đáp ứng theo quy định tại
a) Thông tư này.
2. Trong thời hạn 03 ngày làm việc tính từ
ngày nhận được hồ sơ hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
có trách nhiệm kiểm tra hồ sơ, đánh giá khả năng chính thức tham gia thị trường
điện của đơn vị.
3. Trường hợp đơn vị đăng ký tham gia thị trường
điện đã đáp ứng đầy đủ các điều kiện tham gia thị trường điện, Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện lực có trách nhiệm thông báo cho đơn vị đăng
ký và công bố trên trang thông tin điện tử thị trường điện ít nhất 24 giờ trước
thời điểm đơn vị này chính thức tham gia thị trường điện.
1. Thành viên thị trường 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 xây dựng và công bố các yêu cầu chi tiết về thông tin đăng
ký tham gia thị trường áp dụng cho từng loại hình thành viên thị trường điện.
3. Đăng ký công tơ đo đếm và điểm đấu nối
a)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thiết lập và duy trì thông tin
đăng ký của các công tơ và các điểm đấu nối thuộc phạm vi giao dịch trong thị
trường điện;
b)
Đối với từng công tơ đo đếm, thông tin đăng ký phải thể hiện rõ đơn vị chịu
tránh nhiệm quản lý, vận hành công tơ, đơn vị chịu trách nhiệm thu thập số liệu
đo đếm từ công tơ;
c) Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện phối hợp với đơn vị thành viên thị trường
có liên quan thực hiện xác nhận các điểm đấu nối và công tơ đo đếm tại điểm đấu
nối của từng đơn vị thành viên thị trường điện;
d)
Trường hợp có thay đổi về sở hữu hoặc trách nhiệm đối với điểm đấu nối, đơn vị
thành viên thị trường điện có liên quan phải thông báo cho Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm lưu trữ, cập nhật thông tin đăng ký của tất cả các đơn vị
thành viên thị trường điện.
5. Trường hợp có thay đổi về thông tin đăng
ký, đơn vị thành viên thị trường điện có trách nhiệm thông báo với Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện về các thay đổi này.
6. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm cập nhật và công bố các thông tin đăng ký tham gia thị trường
của các thành viên thị trường điện, bao gồm cả các thay đổi; lưu trữ đầy đủ
các thông tin, dữ liệu quá khứ.
7. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực khi có đăng ký tham gia thị
trường điện hoặc khi có thay đổi liên quan đến việc tham gia của các đơn vị
thành viên thị trường điện, bao gồm: Tình hình đăng ký tham gia và kết quả thẩm
định hồ sơ đăng ký tham gia của các đơn vị thành viên mới, các thay đổi về
thông tin đăng ký hoặc ngừng tham gia thị trường điện của các đơn vị thành viên
thị trường điện.
1. Các trường hợp chấm dứt tham gia thị trường
điện
a)
Nhà máy điện chấm dứt tham gia thị trường điện trong các trường hợp sau:
-
Theo đề nghị của đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện trong các trường hợp sau:
+
Nhà máy điện ngừng vận hành hoàn toàn;
+
Nhà máy điện không duy trì và không có khả năng khôi phục lại công suất đặt lớn
hơn 30 MW trong thời hạn 01 năm.
-
Giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện của nhà máy điện bị thu hồi
hoặc hết hiệu lực.
b)
Đơn vị mua buôn điện không tiếp tục mua điện tại các điểm giao nhận thuộc phạm
vi thị trường điện hoặc Giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực bán buôn,
bán lẻ điện bị thu hồi hoặc hết hiệu lực.
2. Trường hợp giấy phép hoạt động điện lực bị
thu hồi, thời điểm ngừng tham gia thị trường điện của đơn vị phát điện hoặc đơn
vị mua buôn điện được tính từ thời điểm giấy phép hoạt động điện lực bị thu hồi
theo quyết định của cơ quan có thẩm quyền. Trong các trường hợp còn lại, trong
thời hạn ít nhất 30 ngày trước thời điểm muốn chấm dứt tham gia thị trường điện,
đơn vị thành viên thị trường điện có trách nhiệm gửi văn bản đề nghị chấm dứt
tham gia thị trường điện cho Đơn vị vận hệ thống điện và thị trường điện.
3. Trong thời hạn 10 ngày tính từ ngày nhận
được văn bản thông báo đề nghị chấm dứt tham gia thị trường điện của đơn vị
thành viên thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm xem xét, quyết định và thông báo cho Cục Điều tiết điện lực để giám
sát thực hiện.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm lưu trữ hồ sơ, thông báo trên trang thông tin điện tử thị
trường điện về việc chấm dứt tham gia thị trường điện của đơn vị thành viên thị
trường điện.
1. Đối với nhà máy điện đã được cấp giấy phép
hoạt động điện lực và phải tham gia thị trường điện theo quy định tại Điều 4 Thông tư này nhưng đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện này
không hoàn thành đăng ký tham gia thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện không huy động nhà máy điện này phát điện lên lưới điện quốc
gia, trừ trường hợp sau:
a)
Xảy
ra tình trạng hệ thống điện mất cân bằng cung cầu;
b)
Đảm
bảo yêu cầu về nhu cầu nước hạ du theo quy định của quy trình vận hành liên hồ
chứa, quy trình vận hành đơn hồ hoặc theo yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm
quyền (đối với các nhà máy thủy điện);
c)
Chống
xả tràn (đối với các nhà máy thủy điện).
2. Trong trường hợp được Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện huy động theo quy định tại Khoản 1 Điều này, đơn
vị phát điện sở hữu nhà máy điện được thanh toán theo quy định tại hợp đồng mua
bán điện.
1. Ngày giao dịch được tính từ thời điểm
00h00 đến 24h00 của ngày dương lịch.
2. Chu kỳ giao dịch là 60 phút, tính từ thời điểm
bắt đầu của mỗi giờ trong ngày giao dịch. Khi các điều kiện về cơ sở hạ tầng được
đáp ứng, Cục Điều tiết điện lực xem xét giảm chu kỳ giao dịch xuống 30 phút.
3. Chu kỳ điều độ là 60 phút, tính từ thời điểm
bắt đầu của mỗi giờ trong ngày giao dịch. Khi các điều kiện về cơ sở hạ tầng được
đáp ứng, Cục Điều tiết điện lực xem xét giảm chu kỳ điều độ xuống 30 phút đồng
bộ với việc giảm chu kỳ giao dịch tại Khoản 2 Điều này.
1. Nút giao dịch mua bán điện của từng đơn vị
tham gia thị trường điện bao gồm:
a) Đối với
đơn vị phát điện, nút giao dịch của đơn vị này được tính tại điểm giao nhận điện
của nhà máy điện thuộc sở hữu của đơn vị với hệ thống điện quốc gia;
b) Đối với
đơn vị mua buôn điện, nút giao dịch của đơn vị này được tính tại:
- Điểm giao
nhận giữa lưới truyền tải điện và lưới phân phối điện của đơn vị mua điện;
- Điểm giao
nhận (nếu có) giữa các nhà máy điện tham gia thị trường điện và lưới phân phối
điện của đơn vị mua điện;
- Điểm giao
nhận trên lưới phân phối với đơn vị mua điện khác tham gia thị trường điện.
2. Đơn vị phát điện, đơn vị mua điện phải
đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện nút giao dịch của
đơn vị trong quá trình đăng ký tham gia thị trường điện. Trường hợp có thay đổi
về các nút giao dịch hiện có, bổ sung các nút giao dịch mới, đơn vị phát điện,
đơn vị mua điện có trách nhiệm thông báo thông tin này 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 phối hợp với đơn vị liên quan trong việc lập, quản lý và
công bố danh mục các nút giao dịch tương ứng với từng thành viên tham gia thị
trường điện.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm phối hợp với các đơn vị liên quan trong việc lập và quản lý
danh mục công tơ đo đếm cho từng nút giao dịch để xác định sản lượng điện năng
giao dịch trong thị trường tại nút giao dịch đó trong từng chu kỳ giao dịch.
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. Đối với tổ máy nhiệt điện
a)
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:
- Suất hao nhiệt của
tổ máy phát điện;
- Hệ số suy giảm hiệu
suất theo thời gian vận hành của tổ máy phát điện;
- Giá nhiên liệu;
- Giá biến đổi theo
hợp đồng mua bán điện.
b)
Giá sàn bản chào của tổ máy nhiệt điện là 01 đồng/kWh.
3. Đối với tổ máy thủy điện
a)
Giá
trần bản chào của tổ máy thủy điện được quy định tại Điều 43 Thông
tư này;
b)
Giá
sàn bản chào của tổ máy thủy điện là 0 đồng/kWh.
1. Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị
phát điện
a)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán sau
thời điểm vận hành căn cứ trên phương pháp lập lịch không ràng buộc;
b)
Không vượt quá giá trần thị trường điện.
2. Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị
phát điện
a)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán trong
quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới và không thay đổi trong năm áp dụng;
b)
Tính toán trên nguyên tắc đảm bảo cho Nhà máy điện mới tốt nhất thu hồi đủ chi
phí biến đổi và chi phí cố định.
3. Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho
đơn vị phát điện được tính bằng tổng của 02 thành phần sau:
a)
Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện;
b)
Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện.
1. Quy định
chung
a) Đơn vị
phát điện và Đơn vị mua điện có trách nhiệm thỏa thuận, thống nhất và quy định
trong hợp đồng mua bán điện về tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp
đồng trong khung quy định tại Điểm b Khoản này hoặc sản lượng hợp đồng năm (hoặc
từng năm trong chu kỳ nhiều năm);
Căn cứ sản
lượng hợp đồng năm đã thống nhất trong hợp đồng mua bán điện, Đơn vị phát điện
và Đơn vị mua điện tính toán và thống nhất về việc phân bổ sản lượng hợp đồng
vào từng tháng trong năm. Trường hợp các bên không thống nhất về sản lượng hợp
đồng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện tính
toán sản lượng hợp đồng tháng theo quy định tại Thông tư này.
b) Tỷ lệ
sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng không cao hơn 100% và không thấp
hơn 60%;
c) Đối với
nhà máy điện có ràng buộc về bao tiêu nhiên liệu và có văn bản của cơ quan quản
lý nhà nước có thẩm quyền cho phép chuyển ngang các quy định bao tiêu nhiên liệu
của nhà máy điện trong hợp đồng cung cấp nhiên liệu sang hợp đồng mua bán điện:
Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện có trách nhiệm thỏa thuận, thống nhất về sản
lượng hợp đồng năm, trong đó sản lượng hợp đồng năm không thấp hơn sản lượng điện
năng tương ứng với lượng bao tiêu nhiên liệu năm của nhà máy điện và có xét đến
khả dụng của nhà máy điện trong năm.
2. Đối với
nhà máy điện đã ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam:
a) Sản lượng
hợp đồng năm:
- Trường
hợp Đơn vị phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam thống nhất về tỷ lệ điện
năng thanh toán theo giá hợp đồng cho năm N+1 (chưa thống nhất về sản lượng hợp
đồng năm và sản lượng hợp đồng từng tháng trong năm N+1) theo Điểm a Khoản 1 Điều
này: Trước ngày 15 tháng 11 năm N, các đơn vị cung cấp số liệu này cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện để thực hiện tính toán sản lượng hợp đồng
năm N+1 theo quy định tại Khoản 1 Điều 27 Thông tư này;
- Trường
hợp Đơn vị phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam thống nhất về sản lượng hợp
đồng năm N+1 (chưa thống nhất về sản lượng hợp đồng từng tháng trong năm N+1)
theo Điểm a Khoản 1 Điều này: Trước ngày 15 tháng 11 năm N, các đơn vị cung cấp
số liệu này cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để thực hiện
tính toán sản lượng hợp đồng từng tháng trong năm N+1theo quy định tại Khoản 2 Điều 27 Thông tư này;
- Trường
hợp Đơn vị phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam không thống nhất về tỷ lệ điện
năng thanh toán theo giá hợp đồng năm N+1 và sản lượng hợp đồng năm năm N+1 để
cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 15 tháng
11 năm N: Thực hiện theo quy định tại Khoản 5 Điều này.
b) Sản lượng
hợp đồng tháng:
- Trường
hợp Đơn vị phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam thống nhất về sản lượng hợp
đồng từng tháng trong năm theo Điểm a Khoản 1 Điều này: Trước ngày 15 tháng 11 năm
N, các đơn vị cung cấp số liệu sản lượng hợp đồng từng tháng trong năm N+1 cho
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để phân bổ sản lượng hợp đồng
vào từng chu kỳ giao dịch theo quy định tại Điều 38 Thông tư
này. Trong năm N+1, trường hợp Đơn vị phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt
Nam có thỏa thuận, thống nhất về điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng M, các đơn
vị có trách nhiệm cung cấp sản lượng hợp đồng điều chỉnh này cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 20 tháng M-1;
- Trường
hợp Đơn vị phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam không thống nhất về sản lượng
hợp đồng từng tháng trong năm: Căn cứ sản lượng hợp đồng năm quy định tại Điểm
a Khoản này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán sản lượng
hợp đồng tháng theo quy định tại Khoản 2 Điều 27 Thông tư này
để Đơn vị phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam thực hiện.
c) Sản lượng
hợp đồng từng chu kỳ giao dịch: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
thực hiện tính toán sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch căn cứ theo sản lượng
hợp đồng tháng quy định tại Điểm b Khoản này và theo nguyên tắc quy định tại Điều 38 Thông tư này.
3. Đối với
nhà máy điện đã ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, được phân bổ cho
Đơn vị mua buôn điện và nhà máy điện đã ký hợp đồng với đơn vị mua buôn điện:
a) Sản lượng
hợp đồng năm và tháng của nhà máy điện tuân thủ quy định tại Khoản 1 Điều này
và tính toán theo các nguyên tắc quy định tại Khoản 2 Điều này;
b) Trường
hợp Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện không thống nhất về tỷ lệ điện năng
thanh toán theo giá hợp đồng và sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện: Thực
hiện theo quy định tại Khoản 5 Điều này;
c) Sản lượng
hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện được Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện xác định trong lập kế hoạch vận hành tháng tới căn cứ
trên việc phân bổ sản lượng hợp đồng tháng vào các chu kỳ giao dịch trong tháng
thực hiện theo quy định tại Điều 40 Thông tư này;
4. Đối với
nhà máy điện mới (vận hành thương mại sau thời điểm Thông tư này có hiệu lực):
a) Trước
ngày vận hành thương mại dự kiến của nhà máy điện 90 ngày, Đơn vị phát điện và
Đơn vị mua điện có trách nhiệm thoả thuận, thống nhất trong hợp đồng mua bán điện
về tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng hoặc sản lượng hợp đồng
năm theo quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này;
b) Sản lượng
hợp đồng tháng:
- Trường
hợp Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện thỏa thuận, thống nhất trong hợp đồng
mua bán điện về sản lượng hợp đồng từng tháng trong năm: Trước ngày 20 tháng M,
các đơn vị cung cấp số liệu sản lượng hợp đồng tháng M+1 cho Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện để phân bổ sản lượng hợp đồng vào từng chu kỳ
giao dịch trong tháng M+1;
- Trường
hợp Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện không thống nhất về sản lượng hợp đồng
từng tháng trong năm: Căn cứ sản lượng hợp đồng năm quy định tại Điểm a Khoản này,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán sản lượng hợp đồng
tháng theo quy định tại Khoản 2 Điều 27 Thông tư này.
c) Sản lượng
hợp đồng từng chu kỳ giao dịch: Trừ trường hợp có thỏa thuận khác trong hợp đồng
mua bán điện, sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện được
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định trong lập kế hoạch vận
hành tháng tới căn cứ trên việc phân bổ sản lượng hợp đồng tháng vào các chu kỳ
giao dịch trong tháng theo quy định tại Điều 38 và Điều 40 Thông tư này.
5. Đối với
nhà máy điện đã ký hợp đồng nhưng không thống nhất được tỷ lệ sản lượng điện
năng thanh toán theo giá hợp đồng hoặc sản lượng hợp đồng năm N+1 với Tập đoàn
Điện lực Việt Nam hoặc Đơn vị mua buôn điện theo quy định tại Khoản 1 Điều này
để cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 15
tháng 11 năm N:
a) Đơn vị
phát điện, Đơn vị mua điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực và
cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 20
tháng 11 hàng năm về các nội dung sau:
- Các vấn
đề mà hai đơn vị chưa thống nhất, lập luận của đơn vị về các vấn đề chưa thống
nhất;
- Tổng hợp
sản lượng điện thực phát, sản lượng điện hợp đồng trong 05 năm gần nhất;
- Các bất
thường dự kiến trong năm kế tiếp;
- Đề xuất
của đơn vị về tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng và sản lượng hợp đồng.
b) Căn cứ
báo cáo của Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm đề xuất các phương án tỷ lệ sản lượng thanh
toán theo giá hợp đồng trong năm tới theo quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này
và báo cáo Cục Điều tiết điện lực;
c) Cục Điều
tiết điện lực chủ trì, tổ chức làm việc với Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện
để các đơn vị thương lượng và thỏa thuận về tỷ lệ sản lượng điện năng thanh
toán theo giá hợp đồng hoặc sản lượng hợp đồng năm theo quy định tại Khoản 1 Điều
này;
d) Trường
hợp các bên vẫn không thống nhất tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá
hợp đồng hoặc sản lượng hợp đồng năm: Trước ngày 10 tháng 12 năm N, căn cứ kết
quả tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tại Điểm b Khoản
này, Cục Điều tiết điện lực công bố tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng
năm N+1 để các bên thực hiện trong giai đoạn chưa thống nhất trong hợp đồng mua
bán điện:
- Tỷ lệ sản
lượng thanh toán theo giá hợp đồng do Cục Điều tiết điện lực công bố trong
khung quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này;
- Căn cứ
tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng do Cục Điều tiết điện lực công bố,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán sản
lượng hợp đồng năm và tháng theo quy định tại Điều 27 Thông tư
này và thông báo cho Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện để thực hiện theo
các quy định vận hành thị trường điện tại Thông tư này;
đ) Trong
giai đoạn áp dụng tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng theo công bố của
Cục Điều tiết điện lực, Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện tiếp tục thỏa thuận
về sản lượng hợp đồng các tháng còn lại trong năm. Trường hợp Đơn vị phát điện
và Đơn vị mua điện đạt được thỏa thuận về sản lượng hợp đồng các tháng còn lại
trong năm và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện: Các
đơn vị báo cáo Cục Điều tiết điện lực về sản lượng hợp đồng đã thống nhất và thời
gian thực hiện;
e) Trước
ngày 15 tháng 6 của năm vận hành, Cục Điều tiết điện lực chủ trì, tổ chức làm
việc với Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện chưa đạt được thỏa thuận về sản lượng
hợp đồng để các bên làm rõ các phương án của mỗi bên, thương lượng và thoả thuận
thống nhất về sản lượng hợp đồng các tháng còn lại trong năm. Trường hợp Đơn vị
phát điện và Đơn vị mua điện tiếp tục không thống nhất:
- Tiếp tục
áp dụng tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng tạm thời do Cục Điều tiết
điện lực công bố tại Điểm d Khoản này đến khi hai bên thoả thuận được hoặc đến
hết năm vận hành tuỳ theo điều kiện nào đến trước;
- Tiếp tục
thỏa thuận về tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng và sản lượng hợp đồng.
Trường hợp hai bên đạt được thoả thuận thống nhất, các đơn vị thông báo cho Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo thời gian biểu của vận hành kế hoạch vận hành thị trường
điện tháng và báo cáo Cục Điều tiết điện lực.
6. Điều
chỉnh sản lượng hợp đồng:
a) Điều
chỉnh sản lượng hợp đồng tháng:
- Trường
hợp Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện thống nhất trong hợp đồng mua bán điện
về sản lượng hợp đồng tháng, hoặc các nội dung về điều chỉnh sản lượng hợp đồng
tháng (các trường hợp điều chỉnh, nguyên tắc điều chỉnh) trước tháng vận hành:
Việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng được thực hiện theo quy định tại hợp đồng
mua bán điện, không thuộc phạm vi áp dụng của Thông tư này. Các đơn vị có trách
nhiệm thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các nội
dung đã thống nhất để phục vụ công tác vận hành thị trường điện;
- Trường
hợp sản lượng hợp đồng tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
tính toán theo quy định tại Khoản 2 Điều 27 Thông tư này và
không có thỏa thuận khác trong hợp đồng mua bán điện về điều chỉnh sản lượng hợp
đồng tháng: Việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng được thực hiện theo các nguyên tắc
quy định tại Điều 37 Thông tư này.
b) Điều
chỉnh sản lượng hợp đồng chu kỳ giao dịch:
- Trường
hợp Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện thống nhất trong hợp đồng mua bán điện
về sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch hoặc các nội dung về điều chỉnh sản
lượng hợp đồng chu kỳ giao dịch (các trường hợp điều chỉnh, nguyên tắc điều chỉnh):
Việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng chu kỳ giao dịch được thực hiện theo quy định
tại hợp đồng mua bán điện. Các đơn vị có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện về các nội dung đã thống nhất để phục vụ
công tác vận hành thị trường điện;
- Trường hợp sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch do Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán theo quy định tại Điều 38 và Điều 40 Thông tư này và không
có thỏa thuận khác trong hợp đồng mua bán điện về điều chỉnh sản lượng hợp đồng
chu kỳ giao dịch: Việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng chu kỳ giao dịch được thực
hiện theo các nguyên tắc quy định tại Điều 39 Thông tư này.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới, bao gồm các
nội dung sau:
a)
Lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất;
b)
Tính toán giá công suất thị trường;
c)
Tính
toán giá trị nước và mức nước tối ưu của các hồ chứa thủy điện;
d)
Tính toán giới hạn giá bản chào của tổ máy nhiệt điện;
đ) Xác định
các phương án giá trần thị trường điện;
e)
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 điện để tính toán các nội
dung quy định tại Khoản 1 Điều này. Thông số đầu vào sử dụng trong mô phỏng thị
trường điện 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, đặc tính
kỹ thuật của nhà máy thủy điện và các ràng buộc về dịch vụ dự phòng điều chỉnh
tần số.
3. Chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện được
xác định như sau:
a) Trường hợp xác định được giá trị suất hao
nhiệt theo hợp đồng mua bán điện, chi phí biến đổi của tổ máy xác định như sau:
VCb= 
+ 
+
Trong đó:
VCb: Chi phí biến đổi của tổ máy
(đồng/kWh);
: 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 được xác định theo
công thức sau:
Trong đó:
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến
động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Suất hao nhiệt bình quân của nhiên liệu chính của tổ
máy phát điện quy định trong trong hợp đồng mua bán điện (kg/kWh hoặc BTU/kWh
hoặc kcal/kWh).
: Giá nhiên liệu chính bao gồm cả giá vận
chuyển nhiên liệu chính (đồng/kCal; đồng/BTU hoặc đồng/kg).
- Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo
biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện được xác định theo công
thức sau:
Trong đó:
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến
động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Suất hao nhiệt bình quân của nhiên liệu phụ theo thỏa thuận trong
hợp đồng mua bán điện trên cơ sở thông số của nhà chế tạo thiết bị (kg/kWh);
: Giá nhiên liệu phụ bao gồm cả
cước vận chuyển và các loại phí khác theo quy định (đồng/kg).
- Suất hao nhiệt bình quân của nhiên liệu
(chính, phụ) do đơn vị mua điện cung cấp và được hiệu chỉnh theo hệ số suy giảm
hiệu suất. Trường hợp suất hao nhiệt trong hợp đồng là suất hao nhiệt bình quân
cả đời dự án thì không điều chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu suất. Trong trường
hợp hợp đồng mua bán điện chỉ có đường đặc tính suất hao tại các mức tải thì
suất hao nhiệt của tổ máy được xác định tại mức tải tương ứng với sản lượng điện
năng phát bình quân nhiều năm của nhà máy điện được quy định trong hợp đồng mua
bán điện.
Trường hợp tổ máy nhiệt điện không có suất
hao nhiệt trong hợp đồng mua bán điện thì xác định bằng suất hao nhiệt của nhà
máy điện chuẩn cùng nhóm theo công nghệ phát điện và công suất đặt và cùng nhà
chế tạo.
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán suất
tiêu hao nhiên liệu hoặc suất hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn;
- Hệ số suy giảm hiệu suất của tổ máy nhiệt
điện được xác định bằng hệ số suy giảm hiệu suất trong hợp đồng mua bán điện do
đơn vị mua điện cung cấp.
Trường hợp không có số liệu hệ số suy giảm
hiệu suất trong hợp đồng mua bán điện, áp dụng hệ số suy giảm hiệu suất của nhà
máy điện chuẩn cùng nhóm với nhà máy điện đó do Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện xác định.
- Thành phần giá biến đổi khác của nhà
máy điện (đồng/kWh)
được xác định theo quy định tại hợp đồng mua bán điện.
b) Trường hợp không có suất hao nhiệt trong hợp
đồng mua bán điện đã ký, chi phí biến đổi của tổ máy được xác định bằng giá biến
đổi năm N (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) trong hợp đồng mua bán
điện có cập nhật các yếu tố ảnh hưởng đến giá biến đổi của năm N. Đối với nhà
máy điện chưa ký hợp đồng mua bán điện, giá biến đổi năm được tính theo nhà
máy điện đã ký hợp đồng mua bán điện có công nghệ phát điện và công suất đặt
tương đương;
c) Các thành phần giá và chi phí được sử dụng
trong tính toán giá biến đổi hoặc chi phí biến đổi năm N được xác định theo thứ
tự ưu tiên như sau:
- Giá nhiên liệu áp dụng cho năm N được cơ
quan có thẩm quyền công bố hoặc hướng dẫn xác định;
- Giá nhiên liệu áp dụng cho năm N trong hợp
đồng mua bán nhiên liệu;
- Giá nhiên liệu căn cứ theo hồ sơ thanh toán
tiền điện của 03 tháng gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch năm N và có xét
đến các yếu tố ảnh hưởng đến giá nhiên liệu của năm N. Trường hợp tại thời điểm
lập kế hoạch năm N chưa có hồ sơ thanh toán tiền điện với giá nhiên liệu tính
đủ của tháng gần nhất (hồ sơ thanh toán chưa tính đủ giá nhiên liệu theo hợp
đồng mua bán nhiên liệu), có thể sử dụng giá nhiên liệu bình quân tháng tính
trên cơ sở các hóa đơn theo quy định của hợp đồng mua bán nhiên liệu.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thẩm định và báo cáo Cục Điều
tiết điện lực phê duyệt kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới (bao gồm kết
quả tính toán, các số liệu đầu vào và thuyết minh tính toán) trước ngày 15
tháng 11 hàng năm.
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, 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 báo cáo Cục Điều tiết điện lực.
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)
Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần;
d)
Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần;
đ) Nhà máy thủy
điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày;
e)
Đối với nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần, nếu sản lượng điện
trong Kế hoạch cung cấp điện và vận hành hệ thống điện năm tới do Bộ Công
Thương ban hành hàng năm thấp hơn 65% sản lượng điện bình quân nhiều năm, thì
việc tham gia thị trường điện của nhà máy điện trong năm đó được áp dụng như đối
với nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày theo quy định tại Thông
tư này.
Đối với 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 phân loại, cập nhật danh sách nhà máy thủy điện
quy định tại Khoản 1 Điều này.
1. 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:
a) 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;
b) Biểu
đồ phụ tải các ngày điển hình các miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống điện quốc
gia các tháng trong năm;
c) Công suất cực đại, cực tiểu của phụ tải hệ
thống điện quốc gia trong từng tháng.
2. Đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm dự báo
phụ tải năm tới và gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo Quy
định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
1.[6]
Các loại hình dịch vụ phụ trợ cho vận hành hệ thống điện trong thị
trường điện bao gồm:
a) Điều
khiển tần số thứ cấp;
b) Khởi động
nhanh;
c) Điều
chỉnh điện áp;
d) Khởi động
đen;
đ) Dự phòng vận
hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm xác định nhu cầu các loại dịch vụ phụ trợ theo quy định tại
Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành
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 Thông tư này.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định hệ số tải
trung bình năm của các tổ máy phát điện.
3. Căn cứ hệ số tải trung bình năm từ kết quả
mô phỏng, các tổ máy được phân loại thành 03 nhóm sau:
a)
Nhóm
tổ máy chạy nền: Bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình năm lớn
hơn hoặc bằng 60%;
b)
Nhóm
tổ máy chạy lưng: Bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình năm lớn
hơn 25% và nhỏ hơn 60%;
c)
Nhóm
tổ máy chạy đỉnh: Bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình năm nhỏ
hơn hoặc bằng 25%.
1. Trường hợp xác định được giá trị suất hao
nhiệt
a)
Giá
trần bản chào giá của tổ máy nhiệt điện được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện
(đồng/kWh);
KDC: Hệ số điều chỉnh giá
trần theo kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện. Đối với tổ máy nhiệt điện
chạy nền
KDC
=
0%; tổ
máy nhiệt điện chạy lưng KDC = 5%; tổ máy nhiệt điện
chạy đỉnh
KDC = 20%;
PNLC: Giá
nhiên liệu chính (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) của tổ máy nhiệt
điện (đồng/kCal; đồng/BTU hoặc
đồng/kg);
PNLP: Giá
nhiên liệu phụ của tổ máy nhiệt điện (đồng/kCal; đồng/BTU hoặc đồng/kg);
Pbdkhac:
Giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác được xác định theo hợp đồng mua bán
điện (đồng/kWh);
HRC: Suất
hao nhiệt của nhiên liệu chính tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh;
kCal/kWh hoặc kg/kWh);
HRP: Suất
hao nhiệt của nhiên liệu phụ tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh;
kCal/kWh hoặc kg/kWh).
Khi tính toán giá
trần bản chào giá của tổ máy nhiệt điện, ưu tiên sử dụng suất hao nhiệt đo theo
kết quả thí nghiệm tổ máy do đơn vị thí nghiệm được hoạt động theo quy định
thực hiện và được các bên liên quan thống nhất. Trường hợp không có số liệu
suất hao nhiệt đo, sử dụng giá trị suất hao nhiệt quy định trong hợp đồng mua
bán điện.
b)
Đối
với nhà máy nhiệt điện sử dụng than nhập khẩu, giá than (bao gồm cả giá vận
chuyển than) năm N là giá than xác định theo hợp đồng mua bán nhiên liệu năm N
của nhà máy. Trường hợp không có hợp đồng mua bán than năm N tại thời điểm lập
kế hoạch năm, giá than năm N được xác định là giá than theo hồ sơ thanh toán tiền
điện của tháng gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch năm N. Trường hợp tại thời
điểm lập kế hoạch năm N chưa có hồ sơ thanh toán tiền điện với giá nhiên liệu
tính đủ của tháng gần nhất (hồ sơ thanh toán chưa tính đủ giá nhiên liệu tháng
theo các hợp đồng mua bán than nhập khẩu), có thể sử dụng giá nhiên liệu bình
quân tháng tính trên cơ sở các hóa đơn tại cảng xếp hàng theo quy định của hợp
đồng mua bán than nhập khẩu;
c)
Các
thông số về giá nhiên liệu của tổ máy nhiệt điện được xác định theo quy định tại
Khoản 3 Điều 17 Thông tư này;
d)
Giá
nhiên liệu chính do đơn vị mua điện cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện trước ngày 01 tháng 9 năm N-1.
2. Trường hợp không có số liệu suất hao
nhiệt trong hợp đồng mua bán điện hoặc không có nhà máy điện chuẩn cùng nhóm
phù hợp:
a)
Giá
trần bản chào giá của tổ máy nhiệt điện được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: 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 (bao gồm cả giá vận
chuyển nhiên liệu chính) cho
năm N theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác của nhà máy điện (đồng/kWh).
b) Giá biến đổi (bao gồm cả giá vận
chuyển nhiên liệu chính) dùng
để tính giá trần bản chào là giá biến đổi dự kiến cho năm N do đơn vị mua điện
cung cấp 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 công bố số liệu đầu vào và kết quả tính toán giá trần bàn
chào của các tổ máy nhiệt điện.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm tính toán các phương án giá trần thị trường điện, ít nhất
là 03 phương án.
2. [7]
Giá trần thị trường điện cho năm N không cao hơn 115% giá trần bản
chào cao nhất trong các tổ máy nhiệt điện trực tiếp chào giá trên thị trường điện.
1. Nhà máy điện mới tốt nhất cho năm N là nhà
máy điện tham gia thị trường điện đáp ứng đủ các tiêu chí sau:
a)
Bắt
đầu vận hành phát điện toàn bộ công suất đặt trong năm N-1 trừ trường hợp
quy định tại Khoản 3 Điều này;
b)
Là
nhà máy điện chạy nền, được phân loại theo tiêu chí tại Khoản 3
Điều 21 Thông tư này;
c)
Sử
dụng công nghệ nhiệt điện than hoặc tua-bin khí chu trình hỗn hợp;
d)
Có
chi phí phát điện toàn phần trung bình thấp nhất cho 01 kWh.
2. Đơn vị mua điện có trách nhiệm lập danh
sách các nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định 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
hoặc số liệu đã thỏa thuận thống nhất với đơn vị phát điện cho Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện để xác định Nhà máy điện mới tốt nhất. Các số
liệu cung
cấp bao
gồm:
a)
Giá
biến đổi cho năm N;
b)
Giá
cố định năm N được thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện áp dụng cho thanh
toán trong năm N;
c)
Sản
lượng điện năng thỏa thuận để tính giá hợp đồng.
3. Trong trường hợp có ít hơn 03 nhà máy điện đáp ứng các
tiêu chí quy định tại các Điểm a, Điểm b và Điểm c Khoản 1 Điều này, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện bổ sung danh sách các nhà máy mới đã lựa
chọn cho năm N-1 để đảm bảo số lượng không ít hơn 03 nhà máy và yêu cầu bên mua
điện 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 giá phát điện toàn phần trung bình cho 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:
: Giá phát điện toàn phần trung bình trong
năm N của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Giá cố định cho năm N theo hợp đồng mua bán
điện của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Giá biến đổi cho năm N theo hợp đồng mua bán
điện 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 giá phát điện toàn phần trung bình từ thấp đến cao.
Nhà máy điện mới tốt nhất lựa chọn cho năm N là nhà máy điện có giá phát điện
toàn phần trung bình thấp nhất từ kết quả tính toán theo quy định tại Khoản 4 Điều
này.
1. Đảm bảo cho Nhà máy điện mới tốt nhất thu
hồi đủ chi phí phát điện khi tham gia thị trường điện.
2. Giá công suất thị trường tỷ lệ với phụ tải
dự báo của hệ thống điện quốc gia cho chu kỳ giao dịch.
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: Giá
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:
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 tính toán chi phí thiếu hụt năm có giá trị âm với phương án giá trần
thị trường điện thấp nhất, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện báo
cáo Cục Điều tiết điện lực để lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất tiếp theo
trong danh sách các nhà máy điện mới quy định tại Điều 24 Thông
tư này và tính toán lại hoặc xem xét lại danh sách các nhà máy tham gia thị
trường điện để xác định giá trần thị trường điện cho hợp lý.
2. Xác định chi phí thiếu hụt tháng
Chi phí thiếu hụt
tháng của Nhà máy điện mới tốt nhất được xác định bằng cách phân bổ chi phí
thiếu hụt năm vào các tháng trong năm N theo công thức sau:
Trong đó:
M: Tháng M 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 M (MW).
3. Xác định giá công suất thị trường cho chu
kỳ giao dịch
a)
Xác
định công suất khả dụng trung bình trong năm của Nhà máy điện mới tốt nhất theo
công thức sau:
Trong đó:
: Công suất khả dụng
trung bình trong năm N của Nhà máy điện mới tốt nhất (kW);
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch trong năm N;
i: Chu kỳ giao dịch
trong đó Nhà máy điện mới tốt nhất dự kiến được huy động;
: Công suất huy động
dự kiến của Nhà máy điện mới tốt nhất trong chu kỳ giao dịch i của năm N theo
mô hình mô phỏng thị trường điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc được
quy đổi về vị trí đo đếm (kW).
b)
Xác
định giá công suất thị trường cho từng chu kỳ giao dịch trong năm tới theo công
thức sau:
Trong đó:
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch trong tháng t;
i: Chu kỳ giao dịch i
trong tháng t;
CANi : Giá
công suất thị trường của chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
: Công suất khả dụng
trung bình trong năm N của Nhà máy điện mới tốt nhất (kW);
: Chi phí thiếu hụt
tháng M 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 M (MW);
∆T: Độ dài thời gian
của 01 chu kỳ giao dịch (phút).
1. [8] Xác định sản lượng hợp
đồng năm
Tổng sản
lượng hợp đồng năm của nhà máy điện được xác định theo các bước sau:
a) 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;
b) 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 do Bộ Công Thương công bố, trừ trường hợp Đơn vị phát điện và Đơn vị
mua điện có thỏa thuận khác và thống nhất trong hợp đồng mua bán điện.
c) Tính toán tổng sản
lượng hợp đồng năm của nhà máy điện theo công thức sau:
Trong đó:
Qc: Tổng sản lượng hợp
đồng năm N (kWh);
AGO: Sản lượng kế hoạch
năm N của nhà máy điện (kWh);
: Tỷ lệ
sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng áp dụng cho năm N (%).
2. Xác định sản lượng hợp đồng tháng
Sản lượng hợp đồng
tháng của nhà máy nhiệt điện và nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01
tuần được xác định trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới, cụ thể như
sau:
a)
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;
b)
Xác
định sản lượng hợp đồng tháng theo công thức sau:
Trong đó:
: Sản lượng hợp đồng tháng M của
nhà máy điện (kWh);
Qc: Tổng
sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện (kWh);
: Sản lượng dự kiến trong tháng M của nhà máy
điện theo kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới được Bộ Công Thương phê duyệt
(kWh).
1. Sản lượng hợp đồng năm, tháng của nhà máy
điện được tính toán theo phương pháp quy định tại Khoản 1 và
Khoản 2 Điều 27 Thông tư này.
2. Sản lượng hợp đồng tháng dự kiến của nhà
máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện, nhà máy điện có hợp
đồng mua bán điện với Tập đoàn điện lực Việt Nam và được phân bổ cho đơn vị mua
buôn điện được phân bổ cho các đơn vị mua buôn điện theo tỷ lệ với phụ tải dự
báo của đơn vị mua buôn điện theo công thức sau:
Trong đó:
: Sản lượng hợp đồng
dự kiến tháng M của nhà máy điện với đơn vị mua buôn điện l (kWh);
: Tổng sản lượng hợp đồng tháng M
của nhà máy điện (kWh);
: Sản lượng
điện năng giao nhận đầu nguồn dự báo trong tháng M của đơn vị mua buôn điện
l (kWh);
L: Tổng số đơn vị mua
buôn điện.
3. Trước ngày 10 tháng 11 hàng năm, đơn vị
mua buôn điện có trách nhiệm cập nhật và cung cấp số liệu phụ tải dự báo năm tới
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để phục vụ công tác tính
toán phân bổ sản lượng hợp đồng cho đơn vị mua buôn điện.
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 nhà máy điện theo quy định tại Điều 27 và Điều 28 Thông tư này;
b)
Công
bố trên cổng thông tin điện tử thị trường điện số liệu đầu vào phục vụ tính
toán và kết quả tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng cho các đơn vị mua điện
và các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch để kiểm tra trước ngày 15 tháng 11
hàng năm.
2. Đối với các nhà máy điện có hợp đồng mua
bán điện đối với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, các đơn vị phát điện sở hữu nhà
máy điện và đơn vị mua điện có trách nhiệm:
a)
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;
b)
[9]
Xác nhận bằng văn bản điện tử hoặc bằng văn bản giấy (trong trường
hợp hệ thống sử dụng văn bản điện tử bị sự cố) về sản lượng hợp đồng năm, tháng
của nhà máy điện giữa Đơn vị phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
3. Đối với nhà máy điện có hợp đồng mua bán
điện với đơn vị mua buôn điện
a)
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;
b)
[10]
Đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn điện xác nhận bằng văn bản điện
tử hoặc bằng văn bản giấy (trong trường hợp hệ thống sử dụng văn bản điện tử bị
sự cố) về tổng sản lượng hợp đồng năm, tháng của nhà máy điện.
Tổng sản lượng
hợp đồng tháng của nhà máy điện đã xác nhận giữa các bên được phân bổ cho các
đơn vị mua buôn điện theo quy định tại Điều 40 Thông tư này.
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 cho từng chu kỳ giao dịch áp dụng cho đơn vị phát điện và đơn vị
mua buôn điện;
- Kết quả lựa chọn
Nhà máy điện mới tốt nhất;
- Giá công suất thị
trường từng chu kỳ giao dịch;
- 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;
- Tỷ lệ điện năng mua theo giá thị trường điện giao ngay
trong từng tháng của năm tới áp dụng cho các đơn vị mua buôn điện từ các
nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được xác định theo quy định tại Khoản 2 Điều 91 Thông tư này.
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 trong từng chu kỳ giao dịch;
- Các số liệu thủy văn của các hồ chứa
thủy điện được dùng để tính toán mô phỏng thị trường điện;
- Tiến độ đưa 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 nhà
máy điện, lưới điện truyền tải và nguồn cấp khí lớn;
- Phụ tải dự báo của các đơn vị mua
buôn điện trong từng chu kỳ giao dịch.
3. Thông tin về kế hoạch vận hành thị trường
điện năm tới chỉ công bố cho đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch sở hữu nhà
máy điện có liên quan trực tiếp đến các thông tin này, bao gồm:
a) Sản lượng phát điện dự kiến trong
mô phỏng thị trường điện của nhà máy điện cho từng chu kỳ giao dịch;
b) Giá trị nước của nhà máy thủy điện;
c) Số liệu về giá biến đổi của nhà máy nhiệt
điện được dùng trong tính toán mô phỏng.
1. 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:
a)
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;
b)
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.
2. Trước ngày 20 hàng tháng, đơn vị mua buôn
điện có trách nhiệm dự báo phụ tải từng chu kỳ giao dịch của tháng tới và gửi
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để phục vụ lập kế hoạch vận
hành tháng tới.
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.
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.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định hệ số tải
trung bình tháng của các tổ máy phát điện trong tháng tới.
3. Căn cứ hệ số tải trung bình tháng từ kết
quả mô phỏng, các tổ máy được phân loại thành 03 nhóm sau:
a)
Nhóm
tổ máy chạy nền bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng lớn
hơn hoặc bằng 70%;
b)
Nhóm
tổ máy chạy lưng bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng lớn
hơn 25% và nhỏ hơn 70%;
c)
Nhóm
tổ máy chạy đỉnh bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng nhỏ
hơn hoặc bằng 25%.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán và điều chỉnh giá trần bản chào các tổ máy
nhiệt điện trong tháng tới theo phương pháp quy định tại Điều
22 Thông tư này, trong đó có cập nhật các yếu tố ảnh hưởng đến giá biến đổi
của tháng M theo phương pháp được thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện và
căn cứ theo:
a)
Giá
nhiên liệu (bao gồm các thành phần: Giá nhiên liệu chính, phụ, đá vôi, vận chuyển
nhiên liệu chính) tháng tới được xác định theo thứ tự ưu tiên như sau:
- Giá nhiên
liệu áp dụng cho tháng tới được cơ quan có thẩm quyền công bố hoặc hướng dẫn
xác định;
- Giá nhiên
liệu áp dụng cho tháng tới trong hợp đồng mua bán nhiên liệu;
- Giá nhiên
liệu theo hồ sơ thanh toán tiền điện của tháng gần nhất trước thời điểm lập kế
hoạch tháng tới. Trường hợp tại thời điểm lập kế hoạch tháng tới chưa có hồ sơ
thanh toán tiền điện với giá nhiên liệu tính đủ của tháng gần nhất (hồ sơ thanh
toán chưa tính đủ giá nhiên liệu theo hợp đồng mua bán nhiên liệu), có thể sử dụng
giá nhiên liệu bình quân tháng tính trên cơ sở các hóa đơn theo quy định của hợp
đồng mua bán nhiên liệu;
- Đối với nhà
máy nhiệt điện sử dụng than nhập khẩu, giá nhiên liệu tháng tới là giá nhiên liệu
theo hồ sơ thanh toán của tháng gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch tháng tới.
Trường hợp tại thời điểm lập kế hoạch tháng tới chưa có hồ sơ thanh toán tiền
điện với giá nhiên liệu tính đủ của tháng gần nhất (hồ sơ thanh toán chưa tính
đủ giá nhiên liệu tháng theo các hợp đồng mua bán than nhập khẩu), có thể sử dụng
giá nhiên liệu bình quân tháng tính trên cơ sở các hóa đơn tại cảng xếp theo
quy định của các Hợp đồng mua bán than nhập khẩu.
b)
Giá
biến đổi (đã bao gồm giá vận chuyển nhiên liệu chính) trong tháng tới của các
nhà máy nhiệt điện. Đơn vị mua điện 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
33 Thông tư này.
2. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố số liệu đầu vào và
kết quả giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng tới.
1. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định nhu cầu dịch vụ dự
phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện trong tháng 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 xây dựng và công bố danh
sách các tổ máy phát điện đủ điều kiện cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần
số theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban
hành trong tháng tới.
Trừ trường
hợp sản lượng hợp đồng được các bên thỏa thuận và thống nhất trong hợp đồng mua
bán điện, sản lượng hợp đồng của nhà máy điện mới tham gia thị trường điện giữa
năm vận hành được xác định theo các bước sau:
1. Trước
ngày 20 tháng M, Đơn vị phát điện có kế hoạch đưa nhà máy điện vào vận hành
thương mại trong tháng M+1 có trách nhiệm cung cấp các thông tin về kinh tế và
kỹ thuật của nhà máy điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
để tính toán kế hoạch vận hành tháng tới và các tháng tiếp theo trong năm N.
2. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán sản lượng hợp
đồng tháng cho nhà máy điện (tính từ tháng nhà máy điện tham gia thị trường điện
đến hết năm N) trong kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới.
3. Sản lượng
hợp đồng tháng của nhà máy điện này được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Sản
lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện (kWh);
: Sản
lượng kế hoạch theo phương thức vận hành hệ thống điện cập nhật tháng tới và
các tháng còn lại năm N của nhà máy điện và được quy đổi về điểm giao nhận
(kWh);
: Tỷ lệ
sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng áp dụng cho năm N (%).
1. Sản lượng hợp đồng
tháng của nhà máy điện được 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:
a)
Dịch
chuyển giữa các tháng phần sản lượng hợp đồng tháng tương ứng với thời gian sửa
chữa bị dịch chuyển, đảm bảo tổng sản lượng hợp đồng năm có điều chỉnh là không
đổi theo hướng dẫn tại Quy trình tính toán thanh toán trong thị trường điện do
Cục Điều tiết điện lực ban hành;
b)
Trường
hợp nhà máy bị thay đổi lịch bảo dưỡng sửa chữa vào tháng cuối năm thì không dịch
chuyển sản lượng hợp đồng tương ứng với thời gian sửa chữa của tháng này vào
năm tiếp theo.
3.[12] Điều
chỉnh sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy thủy điện có hồ điều tiết trên 01 tuần:
a) Sản lượng
hợp đồng tháng của nhà máy thủy điện có hồ điều tiết trên 01 tuần được điều chỉnh
trong trường hợp có sự có sự khác biệt giữa các số liệu sau:
- Lưu lượng
nước về bình quân trong quá khứ và lưu lượng nước về dự báo được sử dụng trong
công tác lập kế hoạch vận hành năm tới;
- Sản lượng
thực phát của nhà máy điện quy đổi về điểm giao nhận và sản lượng sản lượng hợp
đồng;
- Dung
tích hữu ích đầu kỳ dự kiến của tháng M+1 và dung tích hữu ích hồ đầu tháng
tính toán trong kế hoạch năm;
- Sản lượng
hợp đồng tháng M+1 và sản lượng dự kiến huy động quy đổi tại điểm giao nhận
trong kế hoạch vận hành tháng M+1 đã được phê duyệt;
- Mực nước
dự kiến đầu tháng M+1 và mực nước tối thiểu được quy định tại Quy trình vận
hành hồ chứa do cơ quan có thẩm quyền ban hành.
b) Chỉ điều
chỉnh tăng sản lượng hợp đồng của nhà máy thủy điện có hồ điều tiết trên 01 tuần
trong trường hợp tổng sản lượng hợp đồng tháng của các nhà máy điện tham gia thị
trường điện theo kế hoạch vận hành năm thấp hơn 95% tổng sản lượng dự kiến phát
(quy đổi về điểm giao nhận) của các nhà máy điện theo kế hoạch vận hành tháng;
c) Các điều kiện cụ thể để xem
xét điều chỉnh sản lượng hợp đồng và nguyên tắc điều chỉnh được thực hiện theo
quy định tại Quy trình tính toán thanh toán trong thị trường điện do Cục Điều tiết
điện lực ban hành.
4. Đơn vị phát điện, đơn vị mua điện có trách
nhiệm phối hợp xác nhận với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và
báo cáo Cục Điều tiết điện lực để xem xét điều chỉnh cho tháng kế tiếp đối với
trường hợp quy định tại Khoản 3 Điều này.
5.[13] Trường hợp
sản lượng khả dụng tháng M+1 được duyệt của nhà máy điện không đảm bảo sản lượng
hợp đồng tháng thì sản lượng hợp đồng tháng được điều chỉnh bằng sản lượng khả
dụng tháng đó. Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện thông tin về kế hoạch cung cấp nhiên liệu (có xác
nhận của đơn vị cung cấp nhiên liệu) cho nhà máy nhiệt điện trong tháng tới trước
ngày 20 tháng M để làm cơ sở tính toán lập kế hoạch vận hành tháng tới và xem
xét điều chỉnh sản lượng hợp đồng trong trường hợp này (nếu cần thiết).
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm xác định sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch cho các
nhà máy điện ký hợp đồng trực tiếp với Tập đoàn Điện lực Việt Nam trong tháng tới
theo các bước sau:
1. Sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác
định sản lượng dự kiến từng chu kỳ giao dịch trong tháng của nhà máy điện theo
phương pháp lập lịch có ràng buộc.
2. Xác định sản lượng hợp đồng từng chu kỳ
giao dịch 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 quy định tại Điều 27, Error! Reference source not
found.
và Điều 37 Thông tư này (kWh).
3. Trường hợp sản
lượng hợp đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn sản lượng phát
lớn nhất của nhà máy điện thì sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó được
điều chỉnh bằng sản lượng phát lớn nhất của nhà máy điện. Sản lượng phát lớn
nhất của nhà máy trong chu kỳ giao dịch tương ứng với sản lượng trong một chu kỳ giao
dịch
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
Điều 51 Thông tư này.
4. Trường hợp sản
lượng hợp đồng của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch lớn hơn 0 MWh và
nhỏ hơn sản lượng tương ứng với công suất phát ổn định thấp nhất của nhà máy
điện trong chu kỳ giao dịch thì sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó
được điều chỉnh bằng sản lượng tương ứng với công suất phát ổn định thấp nhất
của nhà máy điện. Công suất phát ổn định thấp nhất của nhà máy điện được xác
định bằng công suất phát ổn định thấp nhất của 01 tổ máy của nhà máy điện được
lập lịch huy động trong mô hình mô phỏng thị trường điện của chu kỳ đó.
Trường hợp sản lượng
hợp đồng của nhà máy thủy điện nhỏ hơn sản lượng tương ứng với công suất phát
ổn định thấp nhất thì có thể điều chỉnh bằng 0 MW hoặc bằng sản lượng tương ứng
với 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 theo quy định tại Khoản 3 và Khoản 4 Điều
này vào các chu kỳ giao dịch khác trong tháng trên nguyên tắc đảm bảo sản lượng
hợp đồng tháng không đổi.
6. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố qua Cổng thông tin điện tử
thị trường điện số liệu đầu vào phục vụ tính toán và kết quả tính toán sản
lượng hợp đồng sơ bộ trong tháng cho đơn vị mua điện và đơn vị phát điện trực
tiếp giao dịch ít nhất 05 ngày trước ngày cuối cùng của tháng M. Đơn vị mua
điện và đơn vị phát điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện hoàn thành kiểm tra các sai lệch trong kết quả tính
toán sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch trong tháng tới ít nhất 03 ngày
trước ngày cuối cùng của tháng M. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm gửi kết quả tính toán sản lượng hợp đồng từng chu kỳ
giao dịch chính
thức trong tháng cho đơn vị mua điện và đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch ít
nhất 03 ngày trước ngày cuối cùng của tháng M.
7. Đơn vị mua điện 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 39 Thông tư này và sản
lượng hợp đồng từng
chu kỳ giao dịch theo
kết quả tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
1. Các trường hợp điều chỉnh sản
lượng hợp đồng của các nhà máy điện
a) Trường hợp sự cố ngừng lò hơi của
tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi hoặc sự cố ngừng tổ máy của nhà máy
điện;
b) Trường hợp lò hơi của tổ máy nhiệt
điện than có nhiều lò hơi hoặc tổ máy của nhà máy điện kéo dài thời gian sửa
chữa so với kế hoạch đã được phê duyệt và được đưa vào tính sản lượng hợp đồng
từng chu kỳ giao dịch;
c) Trường hợp có công bố
thông tin về việc thiếu nguồn nhiên liệu khí theo quy định tại Khoản
7 Điều 54 Thông tư này.
d)[14]
Trường hợp nhà máy nhiệt điện than xảy ra tình trạng thiếu nhiên
liệu dẫn đến sản lượng điện năng tương ứng với mức công suất công bố trong bản
chào ngày tới của nhà máy điện thấp hơn sản lượng hợp đồng của nhà máy.
2. Trong trường hợp có đủ căn cứ xác
nhận trường hợp quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này, thực hiện điều chỉnh sản
lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch nguyên tắc sau:
a) Trường hợp thời gian sự cố nhỏ hơn
hoặc bằng 72 giờ: Không điều chỉnh sản lượng hợp đồng của nhà máy điện này;
b) Trường hợp thời gian sự cố lớn hơn
72 giờ
- Trong giai đoạn từ thời điểm sự cố
đến chu kỳ giao dịch kết thúc giai đoạn 72 giờ: Giữ nguyên sản lượng hợp đồng
đã phân bổ cho nhà máy điện;
- Trong giai đoạn từ chu kỳ giao dịch
đầu tiên sau khi kết thúc giai đoạn 72 giờ đến khi tổ máy khắc phục sự cố và khả
dụng:
+ Trường hợp sản lượng phát thực tế
tại điểm giao nhận của nhà máy nhỏ hơn sản lượng hợp đồng nhà máy trong giai
đoạn này: Thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch bằng
sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện;
+ Trường hợp sản lượng phát thực tế
tại điểm giao nhận của nhà máy điện lớn hơn hoặc bằng sản lượng hợp đồng nhà
máy điện trong giai đoạn này: Không điều chỉnh sản lượng hợp đồng nhà máy điện.
3. Trong trường hợp có đủ căn cứ xác
nhận trường hợp quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này, thực hiện điều chỉnh sản
lượng hợp đồng của chu kỳ giao dịch theo nguyên tắc sau:
Trong các chu kỳ kéo dài sửa chữa, nếu
có chu kỳ mà sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy nhỏ hơn sản
lượng hợp đồng của nhà máy thì điều chỉnh sản lượng hợp đồng tại các chu kỳ đó
bằng sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện.
4.[15] Trường
hợp quy định tại Điểm c và Điểm d Khoản 1 Điều này, thực hiện điều chỉnh sản
lượng hợp đồng của nhà máy tuabin khí và nhà máy nhiệt điện than trong các chu
kỳ giao dịch bằng sản lượng thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện.
5. 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 quy định tại Khoản 1 Điều này và gửi
cho đơn vị mua điện và đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch để làm cơ sở điều
chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện. Đối với trường
hợp xác nhận sự cố lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi:
a) Trường hợp có đủ dữ liệu từ hệ
thống điều khiển phân tán (hệ thống DCS) hoặc các hệ thống điều khiển tương
đương khác cho sự kiện này: Thực hiện xác nhận sự kiện căn cứ theo các dữ liệu này;
b) Trường hợp không có dữ liệu từ hệ
thống điều khiển phân tán (hệ thống DCS) hoặc các hệ thống điều khiển tương
đương khác: Sử dụng các thông tin, dữ liệu từ các nguồn số liệu khác cho từng
trường hợp cụ thể theo hướng dẫn tại Quy trình tính toán thanh toán trong thị
trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành để thực hiện xác nhận sự
kiện.
6. Đơn vị mua điện và đơn vị phát điện
trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận lại sản lượng hợp đồng tháng của
nhà máy đã được điều chỉnh theo quy định tại Khoản 1, Khoản 2 và Khoản 3 Điều
này.
1. Đối với các nhà máy điện có hợp đồng mua
bán điện với đơn vị mua buôn điện:
a)
Xác
định sản lượng hợp đồng trong từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện như sau:
- Thực hiện điều
chỉnh sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện theo quy định tại Điều 37 Thông tư này;
- Xác định và
điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện theo Điều 38 và Điều 39 Thông tư này.
b)
Sản
lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của đơn vị mua buôn điện với nhà máy điện
có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện
Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán theo công thức
sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong tháng;
: Sản lượng hợp
đồng của đơn vị mua buôn điện l với nhà máy điện g trong chu kỳ
giao dịch i (kWh);
: Sản lượng hợp đồng của nhà máy điện
g trong chu kỳ giao dịch i được xác định và điều chỉnh theo quy định tại Điểm
a Khoản này (kWh);
: Sản lượng điện năng giao nhận đầu
nguồn dự báo của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
L: Tổng số đơn vị mua
buôn điện.
2. Đối với nhà máy điện có hợp đồng mua bán
điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và phân bổ cho đơn vị mua buôn điện
a)
Xác
định sản lượng hợp đồng trong từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện với Tập
đoàn Điện lực Việt Nam như sau:
- Thực hiện điều
chỉnh sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện theo quy định tại Điều 37 Thông tư này;
- Xác định và
điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện theo Điều 38 và Điều 39 Thông tư này.
b)
Sản
lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho
đơn vị mua buôn điện
Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán theo trình tự
như sau:
- Xác định sản lượng
hợp đồng tháng phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua buôn điện
theo công thức sau:
Trong đó:
L: Tổng số đơn vị mua buôn điện;
Qc(l,M): Sản lượng hợp đồng
tháng M phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua buôn điện l (kWh);
: Sản lượng hợp đồng tháng của nhà
máy điện
g
với Tập đoàn Điện lực Việt Nam được xác định trong kế hoạch vận hành thị trường
điện năm theo quy định tại Điều 27 Thông tư này (kWh);
Qptdk(l,M):
Sản lượng dự báo đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong tháng M (kWh).
- Sản lượng hợp
đồng từng chu kỳ giao dịch phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua
buôn điện được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong tháng;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong
tháng;
Qc(l,i): Sản lượng hợp
đồng trong chu kỳ giao dịch i phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị
mua buôn điện l (kWh);
Qc(l,M):
Sản lượng hợp đồng tháng M phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua
buôn điện l (kWh);
Qptdk(l,i):
Sản lượng dự báo đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i
(kWh).
Mục 3. KẾ
HOẠCH VẬN HÀNH 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 thị
trường điện dự kiến từng chu kỳ tuần tới áp dụng cho các đơn vị phát điện và
các đơn vị mua điện;
b) Giá trị nước
và sản lượng dự kiến từng chu kỳ giao dịch của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục
tiêu;
c) 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;
d) Sản lượng dự
kiến từng chu kỳ giao dịch của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới
02 ngày;
đ) 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.
1.[16]
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 nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết
từ 02 ngày đến 01 tuần theo nguyên tắc sau:
a) Trước
15h00 thứ Tư hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm tính toán sản lượng hợp đồng tuần của các nhà máy thủy điện có hồ
chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần theo công thức sau:
Trong đó:
: Sản
lượng hợp đồng tuần tới (kWh);
EGOT
: Sản lượng dự kiến tuần tới của nhà máy điện theo kế hoạch vận
hành hệ thống điện và thị trường điện tuần tới (kWh);
α:
Tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng (%) của nhà máy do Đơn vị phát
điện và Đơn vị mua điện thỏa thuận, thống nhất trong hợp đồng mua bán điện quy
định tại Điểm b Khoản 1 Điều 16 Thông tư này. Trường hợp
Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện không thỏa thuận, thống nhất được, tỷ lệ
sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng được xác định theo quy định tại Khoản 5 Điều 16 Thông tư này.
b) Trước
15h00 thứ Tư hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm phân bổ sản lượng hợp đồng tuần của các nhà máy thủy điện có hồ chứa
điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ
giao dịch thứ i trong tuần;
I: Tổng số
chu kỳ giao dịch trong tuần;
: 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 theo kế hoạch vận
hành hệ thống điện và thị trường điện tuần tới (kWh);
: Sản
lượng hợp đồng tuần của nhà máy điện được xác định tại Điểm a Khoản này (kWh).
c) 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;
d) Trong
giai đoạn chống lũ, tưới tiêu, trường hợp sản lượng hợp đồng của nhà máy thủy
điện trong chu kỳ giao dịch thứ i thấp hơn công suất phát để đảm bảo yêu cầu xả
nước tối thiểu thì sản lượng hợp đồng của nhà máy điện trong các chu kỳ này được
điều chỉnh tương ứng để nhà máy thủy điện đảm bảo thực hiện đầy đủ yêu cầu về
chống lũ, tưới tiêu;
đ) Tổng sản lượng chênh lệch do
việc điều chỉnh theo quy định tại Điểm c Khoản này được phân bổ theo tỷ lệ phụ
tải trên nguyên tắc đảm bảo sản lượng hợp đồng tuần là không đổi.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm gửi sản lượng hợp đồng tuần của nhà máy thủy điện có hồ chứa
điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần cho đơn vị mua điện và đơn vị phát điện. Đơn vị
mua điện 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.
1.
Trừ trường hợp quy định tại Khoản 3 Điều này, giá trần bản 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 Điều 41 Thông
tư này, cụ thể như sau:
a) Giá trần bản chào bằng
giá trị lớn nhất của:
- 120% giá trị nước của
nhà máy thủy điện;
- 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.
b) 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.
Trừ trường hợp quy định tại Khoản 3 Điều này, giá trần bản chào của nhà máy thủy
điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần được xác định bằng giá trị lớn
nhất của:
- 120% 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.
3. Giá trần bản chào của
nhà máy thủy điện trong trường hợp đặc biệt
a) Giá trần bản chào của
nhà máy thủy điện trong các trường hợp quy định tại Điểm b và Điểm c Khoản này
được xác định theo công thức sau:
Ptr
= 1,2 × max (Pgtn ; PDOmax)
Trong đó:
Ptr: Giá trần bản
chào của nhà máy thủy điện áp dụng trong các trường hợp đặc biệt (đ/kWh);
Pgtn: Giá trị
nước của nhà máy thủy điện (đ/kWh);
PDOmax: Chi phí
biến đổi của tổ máy nhiệt điện chạy dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện
(đ/kWh).
b) Trường hợp hồ chứa của
nhà máy thủy điện vi phạm mức nước giới hạn tuần đầu tiên: Giá trần bản chào của
nhà máy thủy điện này áp dụng cho tuần kế tiếp được xác định theo quy định tại Điểm
a Khoản này. Khi đã đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần, nhà máy tiếp
tục áp dụng giá trần bản chào theo quy định tại Khoản 1 hoặc Khoản 2 Điều này từ
thứ Ba tuần kế tiếp. Hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
có trách nhiệm công bố chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất
trong hệ thống điện;
c) Trường hợp nhà máy thủy
điện đặt tại miền có dự phòng điện năng thấp hơn 5% được công bố 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: Giá trần bản chào của nhà máy thủy điện trong
miền này của tuần đánh giá được xác định theo quy định tại Điểm a Khoản này.
Khi dự phòng điện năng của miền bằng hoặc cao hơn 5%, nhà máy điện trong miền này
tiếp tục áp dụng giá trần bản chào theo quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này.
4.
Hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm:
a) Tính toán giá trần bản
chào các tổ máy thủy điện của nhà máy thủy điện tham gia thị trường điện theo
quy định tại Khoản 1, Khoản 2 và Khoản 3 Điều này;
b) Công bố kết quả tính
toán giá trần bản chào của từng tổ máy thủy điện của nhà máy thủy điện tham gia
thị trường điện áp dụng cho tuần tới và các thông số đầu vào phục vụ tính toán
bao gồm: Giá trị nước, chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất
trong hệ thống điện, 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.
5.
Nhà máy thủy điện tham gia thị trường điện có trách nhiệm:
a) Chào giá tuân thủ các
quy định về giá trần bản chào và giá sàn bản chào;
b)
Đáp ứng các yêu cầu về ràng buộc nhu cầu sử dụng nước phía hạ du và các ràng buộc
về thủy văn khác.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm xác định nhu cầu dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần
số của hệ thống điện trong tuần 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, lập và công bố danh sách các tổ máy
phát điện dự kiến dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số cho tuần tới. Tổ máy phát
điện được lựa chọn có trách nhiệm cung cấp dịch vụ điều tần theo yêu cầu của
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 lập kế hoạch vận hành tuần
tới đảm bảo ràng buộc về dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số.
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. Công suất huy động dự kiến trong từng chu
kỳ giao dịch trong ngày tới của các nhà máy điện tại Khoản 3 Điều
4 Thông tư này và 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. Công suất huy động dự kiến của các nguồn
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. Công suất huy động 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. Nhu cầu dịch vụ
dự phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện trong từng chu kỳ giao dịch của
ngày tới.
1. Bản chào giá tuân
thủ các nguyên tắc sau:
a)
Gồm
05 cặp giá chào (đồng/kWh) và công suất (MW) cho tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch
của ngày D. Khi đáp ứng đủ các điều kiện cần thiết, Cục Điều tiết điện lực xem
xét tăng số cặp giá chào, công suất lên 10 cặp, đồng bộ với việc giảm chu kỳ
giao dịch xuống còn 30 phút theo quy định tại Khoản 2 Điều 12 Thông
tư này;
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 MW;
d)[18]
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;
-
Tình trạng nhiên liệu của nhà máy nhiệt điện.
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 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;
d)
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 cập nhật bản chào giá cho chu kỳ
giao dịch tới với công suất thấp hơn công suất phát ổn định thấp nhất;
g)[19] Nhà
máy thủy điện có thể chào các dải công suất đầu tiên trong từng chu kỳ giao dịch
bằng 0 MW. Đối với 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, trường hợp mực nước của hồ
chứa thủy điện đã xuống mực nước chết nhà máy được phép điều chỉnh công suất
công bố bằng 0 MW;
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. Bản chào giá trong những trường hợp đặc biệt
a) Bản chào của nhà máy có
hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được quy định như sau:
-
Giá chào bằng 0 đồng/kWh cho các dải công suất chào;
-
Công suất chào bằng công suất dự kiến phát của tổ máy trong chu kỳ giao dịch.
Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được
nộp bản chào giá sửa đổi tăng công suất theo tình hình thủy văn thực tế của nhà
máy;
-
Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được nộp bản chào giá chu kỳ
giao dịch tới sửa đổi công suất theo tình hình thủy văn thực tế của nhà máy.
b)[20]
Bản chào của nhà máy thủy điện có 02 tuần liên tiếp vi phạm mức nước
giới hạn:
- Phần sản
lượng tương ứng với yêu cầu về lưu lượng cấp nước hạ du theo yêu cầu của cơ
quan có thẩm quyền được chào bằng giá sàn;
- Phần sản lượng còn lại
được chào bằng mức giá trần bản chào áp dụng cho nhà máy thủy điện vi phạm mức
nước giới hạn 02 tuần liên tiếp được quy định tại Điểm a Khoản
3 Điều 43 Thông tư này.
c) Bản chào của tổ máy nhiệt
điện trong quá trình khởi động và dừng máy:
- Công suất chào được thấp
hơn mức công suất phát ổn định thấp nhất;
- Giá chào bằng giá sàn bản
chào của tổ máy nhiệt điện cho toàn bộ dải công suất từ 0 MW đến công suất phát
ổn định thấp nhất.
d) Đối với tổ máy thủy điện
phải đảm bảo cung cấp nước hạ du theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền và đã
được tính xét đến khi xác định sản lượng hợp đồng cho chu kỳ giao dịch trong kế
hoạch vận hành tháng tới hoặc tuần tới: Đơn vị phát điện có trách nhiệm chào mức
giá sàn bản chào cho sản lượng tương ứng với yêu cầu về lưu lượng cấp nước hạ
du đã được xét đến khi tính toán sản lượng hợp đồng trong kế hoạch vận hành
tháng tới hoặc tuần tới.
1. Các trường hợp được sửa đổi bản
chào giá
Bản chào giá sửa đổi
của Đơn vị chào giá được áp dụng trong các trường hợp sau đây:
a) Tổ máy nhiệt điện
đang trong quá trình khởi động, hòa lưới hoặc ngừng máy: Đơn vị chào giá cho tổ
máy nhiệt điện được sửa đổi tăng hoặc giảm công suất và nộp lại bản chào giá
cho tổ máy nhiệt điện này;
b) Tổ máy nhiệt điện
hòa lưới sớm theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện:
Đơn vị chào giá được sửa đổi tăng công suất công bố và nộp lại bản chào giá cho
tổ máy nhiệt điện này;
c)[21] Tổ
máy phát điện bị sự cố gây ngừng máy hoặc giảm công suất khả dụng hoặc sửa chữa
tổ máy ngoài kế hoạch đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
phê duyệt theo Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành:
Đơn vị chào giá được sửa đổi giảm công suất công bố và nộp lại bản chào giá cho
tổ máy này;
d) Các nhà máy thủy
điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày: Đơn vị chào giá được nộp bản chào giá
sửa đổi phù hợp với tình hình vận hành thực tế (trong trường hợp nước về hồ
nhiều dẫn đến phải xả hoặc mức nước hồ chứa về đến mức nước chết);
đ) Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết
từ 02 ngày trở lên, đơn vị chào giá được sửa đổi bản chào giá trong các trường
hợp sau:
- Yêu cầu cấp nước hạ
du trong ngày D của nhà máy thủy điện theo quy định tại quy trình vận hành hồ
chứa (hoặc liên hồ chứa) hoặc văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền được
xác định tại thời điểm sau 11h30 ngày D-1 (thời điểm kết thúc
chào giá cho ngày D theo quy định tại Khoản 1 Điều 49 Thông
tư này);
- Mức nước hồ của nhà máy thủy điện vi
phạm mức nước quy định tại quy trình vận hành hồ chứa hoặc đến ngưỡng xả tràn
do lưu lượng nước về thực tế về hồ chứa trong ngày D cao nhiều hơn so với dự
báo;
- Nhà máy thủy điện không đáp ứng được
yêu cầu cấp nước hạ du trong ngày D theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền do
tổ máy của nhà máy điện bị sự cố trong ngày D.
2. Nguyên tắc sửa đổi bản chào giá
a) Đối với các trường hợp quy định tại
Điểm a, Điểm b, Điểm c Khoản 1 Điều này:
- Bản chào giá sửa đổi không được thay
đổi giá chào so với bản chào ngày tới của đơn vị chào giá đó;
- Trong trường hợp quy định tại Điểm a
Khoản 1 Điều này: Toàn bộ các dải công suất chào trong bản chào giá sửa đổi của
tổ máy nhiệt điện phải bằng nhau và bằng công suất dự kiến phát trong quá trình
hòa lưới hoặc ngừng máy;
- Trong trường hợp quy định tại Điểm b
Khoản 1 Điều này: Bản chào giá sửa đổi không được thay đổi công suất ở các mức
công suất nhỏ hơn hoặc bằng công suất công bố cho chu kỳ giao dịch tới trừ
trường hợp vi phạm yêu cầu kỹ thuật của bản chào. Bản chào giá sửa đổi tăng
công suất cho các chu kỳ vận hành sớm trong ngày D của tổ máy nhiệt điện hòa
lưới sớm là bản chào giá hợp lệ của chu kỳ gần nhất có công suất công bố lớn
hơn 0 (không) MW của tổ máy này.
b) Đối với các trường hợp quy định tại
Điểm đ Khoản 1 Điều này
- Đơn vị phát điện chỉ
được thay đổi mức công suất trong các dải chào của bản chào giá ngày tới;
- Đơn vị phát điện gửi cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện (thông qua hệ thống công nghệ thông tin
phục vụ vận hành thị trường điện) bản chào giá sửa đổi cho các chu kỳ giao dịch
còn lại của ngày D, đồng thời nêu rõ lý do và các thông tin, số liệu cần thiết
làm căn cứ cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xem xét chấp
thuận việc sử dụng bản chào giá sửa đổi;
- Bản chào giá sửa đổi phải tuân thủ
các quy định tại Điều 46 Thông tư này.
3. Đơn vị chào giá được 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 30 phút trước chu
kỳ giao dịch có thay đổi bản chào giá.
4. Sau khi nhận được
bản chào giá sửa đổi của đơn vị chào giá, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện căn cứ tình hình thực tế của hệ thống điện thực
hiện kiểm tra, xác nhận tính hợp lệ của bản chào giá sửa đổi:
a) Trường hợp bản chào giá sửa đổi
không hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
thông báo lý do cho đơn vị phát điện;
b) Trường hợp bản chào giá hợp lệ
- Đối với các bản chào giá sửa đổi
tăng công suất (trừ trường hợp quy định tại Điểm d và Điểm đ Khoản 1 Điều này):
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng bản
chào giá sửa đổi này trong vận hành thị trường điện khi lịch công bố ngày tới,
chu kỳ giao dịch tới có cảnh báo thiếu công suất hoặc trong các trường hợp cần
thiết để đảm bảo an ninh cung cấp điện.
- Đối với các trường hợp còn lại: Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng bản chào
giá sửa đổi này trong quá trình vận hành thị trường điện.
1. Nhóm nhà máy thủy điện bậc thang có trách
nhiệm chào giá theo một bản chào giá chung cả nhóm và tuân thủ giới hạn giá
chào theo quy định tại Khoản 3 Điều 14 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 xem xét, quyết định việc
chào giá của nhà máy thủy điện này.
6. Giá trị nước của nhóm nhà máy thủy điện bậc
thang là giá trị nước của hồ thủy điện lớn nhất trong bậc thang đó. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định hồ thủy điện dùng
để tính toán giá trị nước cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang cùng với việc
phân loại các nhà máy thủy điện theo quy định tại Điều 18 Thông
tư này.
7. 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 từng chu kỳ giao dịch 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.
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 điện. Trong trường hợp do sự cố không thể sử dụng hệ
thống thông tin thị trường điện, đơn vị chào giá có trách nhiệm thống nhất với
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các phương thức khác cho việc
nộp bản chào giá theo thứ tự ưu tiên sau:
a)
Bằng
thư điện tử vào địa chỉ do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy
định;
b)
Bằng
fax theo số fax do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cung cấp;
c)
Nộp
bản chào trực tiếp tại trụ sở Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
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
49 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 chào giá và yêu cầu 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.
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 49 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 được 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 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 28 hàng tháng;
b)
Đối
với nhà máy thủy điện và nhóm nhà máy thủy điện bậc thang, bản chào giá mặc định
như sau:
- Áp dụng mức giá sàn
bản chào cho sản lượng tương ứng với yêu cầu về lưu lượng cấp nước hạ du;
- Áp dụng mức giá
trần bản chào của tổ máy quy định tại Điều 43 Thông tư này
cho sản lượng còn lại.
c)
Đối
với nhà máy thủy điện vi phạm mức nước giới hạn tuần trong 02 tuần liên tiếp:
Giá chào và sản lượng chào trong bản chào mặc định của nhà máy điện này theo
quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều 46 Thông tư này.
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng các số liệu để lập lịch
huy động ngày tới sau đây:
1. Biểu
đồ phụ tải ngày của toàn hệ thống điện quốc gia và từng miền Bắc,
Trung, Nam.
2. Các bản chào giá lập lịch của các đơn vị
chào giá.
3. Công suất huy động dự kiến trong từng chu
kỳ giao dịch của ngày tới của các nhà máy điện quy định tại Khoản
2 Điều 45 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 dịch vụ dự phòng điều
chỉnh tần số.
7. Thông tin về khả năng cung
cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy.
8. 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.
9. Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện.
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.
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);
đ) Lượng công
suất cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của tổ máy phát điện.
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 giảm công suất dần về công suất
phát ổn định thấp nhất hoặc ngừng và thay đổi thời gian khởi động lại các tổ máy trong
trường hợp thừa công suất theo nguyên tắc sau:
a) Giảm công suất phát
của các tổ máy phát
điện có chi phí biến đổi theo thứ tự từ cao đến thấp;
b) Ngừng các tổ máy khởi
động chậm có chi phí biến đổi theo thứ tự từ cao đến thấp; trường hợp
các tổ máy khởi
động chậm có cùng chi phí biến đổi, ngừng tổ máy theo thứ tự chi phí khởi động
từ thấp đến cao;
c) Khi khởi động lại theo thứ tự các tổ máy khởi
động chậm có chi phí biển đổi theo thứ tự từ thấp đến
cao;
d) 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; đảm bảo khai thác tối ưu
hồ chứa thủy điện.
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lập và công bố danh sách tổ máy theo thứ tự huy động
để giảm công suất và ngừng máy trong trường hợp thừa nguồn theo nguyên tắc quy
định tại Khoản này.
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. [22]
Công suất huy động dự kiến, bao gồm cả công suất huy động cho dịch
vụ dự phòng điều chỉnh tần số 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 áp dụng cho các đơn vị phát điện và đơn vị mua
buôn điện.
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)
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
a)
Các
chu kỳ giao dịch dự kiến thừa công suất;
b)
Các
tổ máy dự kiến sẽ dừng phát điện.
6. Thông tin về việc
cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số
a)
Nhu cầu công suất cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện;
b)
Danh sách các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số;
c)
Công suất cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của tổ máy phát điện trong
danh sách tại Điểm b Khoản này.
7. Thông tin dự kiến
về tình trạng thiếu nguồn nhiên liệu khí cung cấp cho nhà máy điện tuabin khí của
đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch trong các chu kỳ giao dịch tới (khi tổng
sản lượng điện dự kiến của nhà máy điện tương ứng với lượng khí được phân bổ thấp
hơn tổng sản lượng hợp đồng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện này).
1. Đối với tổ máy khởi động chậm, đơn vị phát
điện có trách nhiệm chuẩn bị sẵn sàng để hoà lưới tổ máy này theo lịch huy động
ngày tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố. Trường hợp
thời gian khởi động của tổ máy lớn hơn 24 giờ, đơn vị phát điện có trách nhiệm
hoà 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 hoà lưới tổ máy này theo lịch
huy động chu kỳ giao dịch 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 chu kỳ giao
dịch vào bản chào giá của tổ máy và gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện theo quy định tại Điều 47 Thông tư này.
1. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện được sửa đổi công suất công bố của các
nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo quy định tại Khoản
2 Điều 59 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 chu kỳ giao dịch tới và
tính giá thị trường điện.
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động đảm bảo yêu cầu
dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số trừ trường hợp thiếu công suất cho dịch vụ
dự phòng điều chỉnh tần số.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện được sử dụng bản chào tăng công suất làm bản chào
giá lập lịch để lập lịch huy động ngày tới.
3.
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được thay đổi công suất công bố
của các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện quy định tại Điều 45 Thông tư này để đảm bảo yêu cầu dự phòng điều
chỉnh tần số.
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng các số liệu để lập lịch
huy động chu kỳ giao dịch tới sau đây:
1. Biểu
đồ phụ tải của toàn hệ thống điện quốc gia và từng miền Bắc, Trung, Nam dự báo
cho chu kỳ giao dịch 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 cho chu kỳ giao dịch tới.
4. Công suất công bố theo lịch huy động
ngày tới của các nhà máy điện không chào giá trực tiếp trên thị trường điện do
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố theo quy định tại Điều 54 Thông tư này.
5. Nhu cầu công suất
dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện và khả năng cung cấp dịch
vụ dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ này.
6. Công suất dự
phòng khởi động nhanh và vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện
cho chu kỳ giao dịch tới.
7. Độ sẵn sàng của lưới điện truyền tải và
các tổ máy phát điện từ hệ thống SCADA hoặc do Đơn vị truyền tải điện và các
đơn vị phát điện cung cấp.
8. Các ràng buộc khác về an ninh hệ thống.
9. Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện.
10. Sản lượng điện nhập khẩu.
Trước khi
lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện được phép điều chỉnh sản lượng của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục
tiêu và các nhà máy điện tự điều khiển phát công suất tác dụng theo quy định tại
Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành cho chu kỳ
giao dịch tới đã được công bố theo quy định tại Khoản 1 Điều 54
Thông tư này.
1. Sản lượng
của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu cho chu kỳ giao dịch tới được điều
chỉnh 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 văn
bản 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 công bố 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% 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 dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số.
3. Đối với các nhà máy điện tự điều
khiển phát công suất tác dụng theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện
quốc gia do Bộ Công Thương ban hành: Sản lượng công bố được điều chỉnh phù hợp
với điều kiện vận hành thực tế của nhà máy điện và hệ thống điện.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm lập lịch huy động chu kỳ giao dịch 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 chu kỳ giao dịch tới
trong trường hợp thiếu công suất
a)[24]
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập lịch huy động
các tổ máy theo thứ tự sau:
- Theo bản
chào giá lập lịch;
- Các nhà
máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo công suất điều chỉnh;
- Các tổ
máy cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh theo lịch huy động ngày tới;
- Các tổ
máy cung cấp dịch vụ vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện;
-
Giảm công suất dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số 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 điện.
3.[25] Lập
lịch huy động chu kỳ giao dịch 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
chu kỳ giao dịch tới thông qua các biện pháp theo thứ tự sau:
a) Dừng
các tổ máy tự nguyện ngừng phát điện;
b) Giảm tối
thiểu công suất phát của tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số;
c) Giảm dần
công suất phát của các tổ máy theo thứ tự huy động tại danh sách tổ máy đã được
lập theo quy định tại Điều 53 Thông tư này;
d) Dừng các tổ máy khởi động chậm
theo thứ tự huy động tại danh sách tổ máy đã được lập theo quy định tại Điều 53 Thông tư này.
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động cho chu kỳ giao
dịch tới đảm bảo ràng buộc về nhu cầu dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số.
5. Lập lịch huy động chu
kỳ giao dịch tới trong trường hợp thiếu công suất dịch vụ dự phòng điều chỉnh
tần số
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động đảm bảo yêu cầu
dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số trừ trường hợp thiếu công suất;
b) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện được sử dụng bản chào tăng công suất làm bản chào
giá lập lịch để lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới;
c) Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện được thay đổi công suất công bố theo quy định tại Điều 54 Thông tư này cho các nhà máy điện gián tiếp tham gia
thị trường điện để đảm bảo yêu cầu dự phòng điều tần.
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lịch huy động chu kỳ giao
dịch tới 10 phút trước chu kỳ giao dịch, bao gồm các nội dung sau:
1. Phụ tải dự báo chu kỳ giao dịch 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 chu kỳ giao dịch tới và 03 giờ tiếp theo được
lập theo quy định tại Điều 60 Thông tư này.
3. Giá thị trường dự kiến từng chu kỳ của
ngày tới áp dụng cho các đơn vị phát điện và đơn vị mua buôn điện.
4. Các biện pháp xử lý của Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện trong trường hợp thiếu hoặc thừa công suất.
5. Các thông tin về việc điều chỉnh công suất
công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo quy định tại Điều 59 Thông tư này.
6. Lịch sa thải phụ tải dự kiến (nếu có).
7. Thông tin về
cung cấp dự phòng điều chỉnh tần số
a) Nhu cầu công suất cho dịch
vụ dự phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện;
b) Danh sách các tổ máy phát điện
được lựa chọn để cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số;
c) Công suất cho dịch vụ dự phòng
điều chỉnh tần số của các tổ máy phát điện trong danh sách tại Điểm b Khoản này.
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 chu kỳ giao dịch 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. Trong trường hợp cần thiết, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện được can thiệp để đảm bảo yêu cầu dịch
vụ dự phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện (trừ trường hợp
bất khả kháng).
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 nhà máy thủy điện
có trách nhiệm tuân thủ theo quy định về mức nước giới hạn tuần của nhà máy thủy
điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán, công bố
theo quy định tại Khoản 2 Điều 41 Thông tư này.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm cảnh báo nhà máy điện 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. [26] Trong trường hợp hồ
chứa của nhà máy điện có 02 tuần liên tiếp vi phạm mức nước giới hạn tuần thì
bắt đầu từ 00h00 thứ Ba tuần tiếp theo, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện lập lịch huy động nhà máy điện này căn cứ theo bản chào mặc định
quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều 46 Thông tư này để đưa mực
nước của hồ chứa về mức nước giới hạn tuần.
3. Khi đã đảm bảo không vi phạm mức nước giới
hạn tuần, nhà máy thủy điện tiếp tục chào giá vào tuần tiếp theo.
4. Trước 10h00 thứ Hai hàng tuần, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo về việc lập lịch
huy động từ thứ Ba cho đơn vị phát điện và đơn vị mua điện trong các trường hợp
sau:
a) Nhà máy vi phạm mức nước hồ chứa tuần đầu
tiên, nhà máy vi phạm mức nước tuần thứ hai;
b) Mức nước hồ chứa của nhà máy đã về mức nước
giới hạn tuần, nhà máy được chào giá.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện được can thiệp 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 chu kỳ giao dịch tới 10 phút
trước thời điểm bắt đầu chu kỳ giao dịch.
2. [27]
Trong trường hợp can thiệp 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 dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số;
c) Đáp ứng được yêu cầu về chất
lượng điện áp.
3. Công bố thông tin về can thiệp thị trường
điện
a)
Khi
can thiệp 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 thị trường điện.
b)
Trong
thời hạn 24 giờ từ khi kết thúc can thiệp 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 thị trường điện;
-
Các chu kỳ giao dịch can thiệp thị trường điện;
-
Các biện pháp do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện áp dụng để
can thiệp 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 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 hoặc của cơ quan có
thẩm quyền.
4. Vận hành hệ thống điện trong thời gian dừng
thị trường điện
a)
Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều độ, vận hành hệ
thống điện theo các nguyên tắc sau:
-
Đảm bảo hệ thống vận hành an toàn, ổn định, tin cậy với chi phí mua điện cho
toàn hệ thống thấp nhất;
-
Đảm bảo thực hiện các thoả thuận về sản lượng trong các hợp đồng xuất khẩu, nhập
khẩu điện, hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện BOT và các hợp đồng mua
bán điện có cam kết sản lượng của các nhà máy điện khác;
-
Đảm bảo thực hiện các yêu cầu về cấp nước hạ du đối với các nhà máy thủy điện.
b)
Đơn
vị phát điện, Đơn vị truyền tải điện và các đơn vị có liên quan khác có trách
nhiệm tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
1. Thị trường điện được khôi phục vận hành
khi đảm bảo các điều kiện sau:
a)
Các
nguyên nhân dẫn đến dừng thị trường điện đã được khắc phục;
b)
Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác nhận về khả năng vận hành lại
thị trường điện.
2. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem
xét, quyết định khôi phục thị trường điện và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm thông báo cho các thành viên tham gia thị trường điện về
quyết định khôi phục thị trường điện của Cục Điều tiết điện lực.
1. 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 chu kỳ giao dịch tới.
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.
Lượng điện năng nhập
khẩu hoặc xuất khẩu được thanh toán theo hợp đồng nhập khẩu hoặc xuất khẩu được
ký kết giữa các bên.
1. Trong
thị trường bán buôn điện, vị trí đo đếm ranh giới để xác định phạm vi mua bán
buôn điện mà tại các vị trí đó phải có hệ thống đo đếm điện năng chính và dự
phòng để đo đếm chính xác sản lượng điện năng mua - bán, giao - nhận giữa các
đơn vị.
2. Vị
trí đo đếm ranh giới trong thị trường bán buôn điện được định danh riêng trong
cơ sở dữ liệu của hệ thống quản lý số liệu đo đếm điện năng theo quy định thống
nhất áp dụng cho các thành viên trên thị trường, bao gồm:
a) Vị trí đo đếm ranh giới
giao nhận điện giữa nhà máy điện với lưới điện truyền tải;
b) Vị trí đo đếm ranh giới
giao nhận nhập khẩu điện, xuất khẩu điện với lưới điện truyền tải;
c) Vị trí đo đếm ranh giới
giao nhận điện giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối;
d) Vị trí đo đếm ranh giới
giao nhận điện giữa nhà máy điện với lưới điện phân phối;
đ) Vị trí đo đếm ranh giới
giao nhận trên lưới điện phân phối giữa các đơn vị mua buôn điện.
1. Hệ
thống đo đếm điện năng và hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm điện
năng phải được thiết kế phù hợp với vị trí đo đếm ranh giới trong thị trường
bán buôn điện quy định tại Điều 70 Thông tư này.
2. Các
yêu cầu chi tiết về: Cấu hình tối thiểu, đặc tính kỹ thuật, đồng bộ thời gian,
niêm phong kẹp chì và bảo mật, vận hành và bảo dưỡng, nghiệm thu, xử lý sự cố hệ
thống đo đếm, kiểm định và kiểm toán được quy định tại Quy định đo đếm điện
năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành.
3. Trách
nhiệm thỏa thuận vị trí đo đếm điện năng và thiết kế hệ thống đo đếm điện năng,
trách nhiệm đầu tư hệ thống đo đếm điện năng và hệ thống thu thập, xử lý và lưu
trữ số liệu đo đếm điện năng được quy định tại Quy định đo đếm
điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm thực hiện thu thập đầy đủ các số liệu đo đếm tại các vị trí đo đếm
ranh giới giao nhận quy định tại Khoản 2 Điều 70 Thông tư này
(đối với các vị trí đo đếm ranh giới giữa nhà máy điện với lưới phân phối điện,
thực hiện theo quy định tại Khoản 5 Điều này). Số liệu đo đếm do Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện thu thập và công bố là số liệu ưu tiên sử
dụng cho mục đích tính toán, thanh toán trong thị trường điện.
2. Trừ các vị trí đo đếm giao nhận với các nhà máy điện, Đơn vị
truyền tải điện có trách nhiệm thu thập số liệu đo đếm giao nhận trong phạm vi
quản lý và gửi về kho số liệu đo đếm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
3. Đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm thu thập số liệu đo đếm
giao nhận trong phạm vi quản lý và gửi về kho số liệu đo đếm của Tập đoàn Điện
lực Việt Nam.
4. Các nhà máy điện có công suất đặt trên 30 MW và nhà máy điện
có công suất đặt từ 30MW trở xuống là thành viên thị trường bán buôn điện cạnh
tranh có trách nhiệm thực hiện thu thập số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý và
gửi về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để sử dụng làm nguồn số
liệu dự phòng, so sánh đối chiếu với bộ số liệu do Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện thu thập trực tiếp và phục vụ xác nhận số liệu đo đếm chính
thức sử dụng cho mục đích tính toán, thanh toán trong thị trường điện.
5. Các nhà máy điện còn lại (có công suất đặt từ 30MW trở xuống
không tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh)
a)
Nhà
máy điện sử dụng năng lượng tái tạo ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam:
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện việc thu thập số liệu
đo đếm trực tiếp;
b)
Nhà
máy thủy điện nhỏ: Đơn vị mua buôn thu thập số liệu đo đếm từ nhà máy điện theo
phạm vi quản lý và gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
6. Khi thay đổi vị trí đo đếm ranh giới giao nhận hoặc phương
thức giao nhận điện năng đo đếm ranh giới trong phạm vi quản lý, đơn vị phát điện,
đơn vị truyền tải điện, đơn vị mua điện có trách nhiệm kịp thời thông báo, cập
nhật về thay đổi cho các bên liên quan phục vụ công tác thu thập và truyền số
liệu đo đếm điện năng về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện và các đơn vị tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh theo quy định tại
Điều 2 Thông tư này 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.
1. Việc đọc và gửi số liệu
của các công tơ về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải tiến
hành hàng ngày, thực hiện theo hai phương thức song song và độc lập với nhau, cụ
thể bao gồm:
a) Phương thức 1: Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện đồng bộ thời gian và thu thập số
liệu đo đếm trực tiếp tới các công tơ đo đếm ranh giới của thị trường điện bán
buôn theo quy định tại Điều 72 Thông tư này;
b) Phương thức 2: Đơn
vị phát điện, đơn vị truyền tải điện và đơn vị mua buôn điện thực
hiện thu thập số liệu đo đếm của các công tơ đo đếm trong phạm vi quản lý. Các
số liệu do đơn vị truyền tải điện và đơn vị mua buôn điện thu
thập được gửi về kho số liệu đo đếm của Tập đoàn Điện lực
Việt Nam.
2. Trình tự thu thập số liệu đo đếm được thực hiện theo thời
gian biểu như sau:
a)
Từ 00h15 đến 16h00 ngày D+1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện,
đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện và đơn vị
mua buôn điện thực hiện thu thập số liệu đo đếm ngày D thuộc phạm vi quản lý;
b)
Trước 24h00 ngày D+1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện công bố số liệu đo đếm phục vụ công tác kiểm tra số liệu đo đếm;
c)[28]
Trước 12h00 ngày D+4, Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị phát điện và
Đơn vị mua điện thực hiện kiểm tra, đối chiếu số liệu đo đếm, phát hiện các
phát sinh, sự kiện dẫn đến chênh lệch sản lượng gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện ý kiến phản hồi xác nhận về đối soát số liệu đo đếm. Sau thời
điểm này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không tiếp nhận phản
hồi về phát sinh liên quan đến số liệu đo đếm của ngày D. Trường hợp không có
phản hồi từ các đơn vị trên trang thông tin điện tử thị trường điện trước 12h00
ngày D+4 thì được coi là các đơn vị đã xác nhận đồng ý và Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện không có trách nhiệm xử lý những ý kiến phản hồi phát
sinh;
d)
Trước 12h00 ngày D+5, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện phối hợp với các đơn vị liên quan thực hiện
kiểm tra, xác thực, xử lý sai lệch, ước tính số liệu đo đếm;
đ)
Trước 16h00 ngày D+5, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố số liệu đo đếm điện năng và
phụ tải chính thức ngày D lên trang thông tin điện tử thị trường điện;
e)
Trước ngày làm việc thứ 08 sau khi kết thúc chu kỳ thanh toán, Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm công bố biên bản chốt sản lượng chênh lệch trong chu kỳ thanh toán.
3. Yêu
cầu về thu thập số liệu đo đếm
a)
Các
số liệu đo đếm được thu thập hàng ngày về đơn vị quản lý số liệu
đo đếm bao
gồm các giá trị điện năng tác dụng và phản kháng theo hai chiều nhận và phát của
từng chu kỳ 30 phút trong ngày từ các công tơ đo đếm chính và dự phòng;
b)
Số
liệu đo đếm được chia sẻ công khai sau 24 giờ ngày D+1 (được cập nhật đầy đủ
theo quá trình kiểm tra, xác định và ước tính số liệu) để các đơn vị mua điện
và đơn vị bán điện có quyền truy cập và kiểm tra đầy đủ trong phạm vi mua bán
điện của đơn vị mình;
c)
Quy
định về định dạng số liệu, phương thức quy đổi số liệu, quy trình kiểm tra, xác
định và ước tính số liệu đo đếm điện năng được quy định tại Quy định đo đếm
điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành và các quy trình hướng
dẫn thực hiện.
1. Đơn vị quản
lý số liệu đo đếm có trách nhiệm kiểm tra số liệu đo đếm thu thập
được tại trung tâm thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm đảm bảo tính chính
xác và hợp lệ của các số liệu đo đếm.
2. Việc
kiểm tra đối chiếu số liệu đo đếm được thực hiện theo các nguyên tắc sau:
a) Số liệu đo đếm của hệ
thống đo đếm dự phòng được sử dụng để đối chiếu so sánh với số liệu của hệ
thống đo đếm chính (sau khi đã quy đổi về cùng một vị trí) làm căn cứ khẳng
định hệ thống đo đếm chính vận hành đảm bảo chính xác và tin cậy với sai số
không lớn hơn 1%;
b) Số liệu của công tơ đo
đếm do Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm điện năng đọc và gửi về đơn vị
quản lý số liệu đo đếm phải được đối chiếu, so sánh với số liệu do đơn vị quản
lý số liệu đo đếm đọc trực tiếp để làm căn cứ xác định tính tin cậy và chính
xác của số liệu đo đếm;
c) Số liệu sản lượng điện
năng thu thập hàng ngày từ hệ thống đo đếm chính và dự phòng phải được công bố
và được các bên liên quan kiểm tra, xác nhận làm căn cứ để tính toán thanh
toán.
3. Trường hợp phát hiện số liệu đo đếm có bất thường hoặc
không chính xác, đơn vị quản lý số liệu đo đếm thực hiện thu thập lại (hoặc yêu
cầu Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm thu thập lại) và thực hiện lại các
bước kiểm tra số liệu đo đếm theo quy định tại Khoản 2 Điều này.
4. Trường
hợp không thể thu thập được số liệu đo đếm hoặc kết quả kiểm tra, đối chiếu số
liệu đo đếm phát hiện có sự chênh lệch giữa số liệu công tơ với số liệu trong
máy tính đặt tại chỗ hoặc số liệu trong cơ sở số liệu đo đếm, đơn vị quản
lý số liệu đo đếm chủ trì, phối hợp với các đơn vị liên quan để điều tra nguyên
nhân để xử lý, ước tính bù trừ các sai lệch (nếu có) theo quy định tại Quy định
đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành.
5. Trường
hợp không thống nhất về số liệu đo đếm được công bố, các đơn vị có quyền yêu cầu
bảo lưu, kiểm toán bất thường hoặc thực hiện thủ tục khiếu nại với cơ quan có
thẩm quyền.
1. Số
liệu đo đếm điện năng của đơn vị phát điện được xác định theo công thức giao nhận
điện năng của đơn vị phát điện và được quy định trong thỏa thuận đo đếm điện
năng.
2. Số
liệu đo đếm điện năng của đơn vị mua buôn điện trong một chu kỳ giao dịch được
xác định như sau:
a) Bằng tổng
các thành phần sau:
- Sản lượng
nhận trên lưới điện truyền tải;
- Tổng sản lượng nhận từ
các đơn vị mua buôn điện khác;
- Tổng sản lượng nhận từ
các nguồn điện nối lưới điện phân phối;
- Tổng sản lượng từ các
nguồn nhập khẩu nối lưới điện phân phối.
b) Trừ đi các thành phần
sau:
-
Tổng sản lượng giao lên lưới điện truyền tải;
-
Tổng sản lượng giao đến các đơn vị mua buôn điện khác.
1. Trường
hợp không thể thu thập được số liệu đo đếm chính xác của ngày D theo quy định tại
Điều 74, Điều 75 và Điều
76
Thông tư này cho Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện thực hiện ước tính số liệu đo đếm theo quy định tại Quy
trình thu thập, xử lý, quản lý số liệu đo đếm trong thị trường điện do Cục Điều
tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định đo đếm điện năng trong hệ
thống điện do Bộ Công Thương ban hành.
2. Sau
khi thực hiện việc ước tính số liệu đo đếm điện năng, các đơn vị liên quan phải
có biện pháp thu thập lại, xác định số liệu đo đếm chính xác làm cơ sở cho việc
truy thu, thoái hoàn cho các chu kỳ áp dụng ước tính số liệu đo đếm điện năng.
3. Trường
hợp không thể xác định số liệu đo đếm chính xác, số liệu đo đếm ước tính được sử
dụng làm căn cứ chính thức cho thanh toán tiền điện giữa các đơn vị.
Áp dụng chữ ký số để
xác nhận số liệu đo đếm bao gồm:
1. Tổng sản lượng
điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện.
2. Sản lượng điện
năng mua trên thị trường điện.
3. Sản lượng chênh
lệch giữa chỉ số sản lượng chốt tháng.
4. Tổng sản lượng thu
thập theo từng chu kỳ giao dịch trong tháng.
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 nhà máy điện gián tiếp
tham gia thị trường điện và các nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện
nhưng tách ra ngoài thị trường điện trong chu kỳ giao dịch;
-
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 áp dụng cho đơn vị
phát điện bằng giá chào của dải công suất cuối cùng được xếp lịch để đáp ứng mức
phụ tải hệ thống trong lịch tính giá điện năng thị trường. Trong trường hợp giá
chào của dải công suất cuối cùng trong lịch tính giá điện năng thị trường cao
hơn giá trần thị trường điện, giá điện năng thị trường được tính bằng giá trần
thị trường điện.
Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn
vị phát điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo công thức sau:
FMP(i) = SMP(i) + CAN(i)
Trong đó:
FMP(i): Giá thị trường điện toàn phần áp dụng
cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
SMP(i): Giá điện năng thị trường áp dụng cho
đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại Điều 79 Thông tư này (đồng/kWh);
CAN (i): Giá công suất thị trường áp dụng cho
đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại Điều 26 Thông tư này (đồng/kWh).
Trong trường hợp có phát sinh tình huống can
thiệp thị trường điện theo quy định tại Điều 64 Thông tư này,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không thực hiện tính toán giá điện năng thị
trường cho khoảng thời gian thị trường điện bị can thiệp.
Giá điện năng thị
trường áp dụng cho các đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được tính
toán như sau:
1. Tính toán hệ số quy đổi theo tổn thất điện
năng trong chu kỳ giao dịch i theo công thức sau:
Trong đó:
k(i): Hệ số quy đổi
theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i;
QG(i):
Tổng sản lượng điện năng trong chu kỳ giao dịch i của các nhà máy điện nối lưới
truyền tải, các nguồn nhập khẩu điện, các nhà máy điện đấu nối vào lưới phân
phối điện có tham gia thị trường hoặc ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn
Điện lực Việt Nam (kWh);
QL(i):
Tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của các đơn vị mua điện trong chu
kỳ giao dịch i, bao gồm sản lượng giao nhận của đơn vị mua điện (có đơn vị
xuất khẩu điện) với lưới truyền tải điện và sản lượng giao nhận với các nhà máy
điện đấu nối vào lưới phân phối điện có tham gia thị trường hoặc có ký hợp đồng
mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (kWh).
2. Tính toán giá điện năng thị trường áp dụng
cho đơn vị mua buôn điện
CSMP(i) = k(i) x SMP(i)
Trong đó:
CSMP(i): Giá điện năng
thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i
(đồng/kWh);
SMP(i): Giá điện năng
thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được tính
toán theo quy định tại Điều 79 Thông tư này (đồng/kWh);
k(i): Hệ số quy đổi
theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định
tại Khoản 1 Điều này.
Giá công suất thị
trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán
như sau:
CCAN(i) = k(i) x CAN(i)
Trong đó:
CCAN(i): Giá công suất
thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i
(đồng/kWh);
CAN(i): Giá công suất
thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán
theo quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều 26 Thông tư này
(đồng/kWh);
k(i): Hệ số quy đổi
theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định
tại Khoản 1 Điều 82 Thông tư này.
Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn
vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo công thức sau:
CFMP(i)
= CSMP(i) + CCAN(i)
Trong đó:
CFMP(i): Giá thị
trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
CSMP(i): Giá điện
năng thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i
(đồng/kWh);
CCAN(i): Giá công
suất thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i
(đồng/kWh).
1. 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, giá công suất
thị trường và giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị phát
điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
2. Trước 16h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá điện năng thị trường, giá công suất
thị trường và giá thị trường điện toàn phần dự kiến áp dụng cho
đơn vị mua buôn
điện
của từng chu kỳ giao dịch trong ngày D.
3. Trước 16h00 ngày D+5, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá điện năng thị trường,
giá công suất thị trường và giá thị trường điện toàn phần chính thức áp dụng cho
đơn vị mua buôn điện của từng chu kỳ giao dịch trong ngày D.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm tính toán các phần sản lượng điện năng của nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch phục vụ thanh toán trong thị trường điện, bao gồm:
a)
Sản
lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào
cao hơn giá trần thị trường điện (Qbp);
b)
Sản
lượng điện năng phát tăng thêm (Qcon);
c)
Sản
lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu)
trong trường hợp nhà máy điện không vận hành qua hệ thống AGC;
d)
Sản
lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmp).
2. Trong trường hợp tổ máy phát điện không vận
hành qua hệ thống AGC, sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng
huy động theo lệnh điều độ (Qdu) của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được
xác định theo trình tự sau:
a)
Xác
định sản lượng huy động theo lệnh điều độ
Sản lượng huy động theo lệnh điều độ
là sản lượng tại đầu cực máy phát được tính toán căn cứ theo lệnh điều độ huy
động tổ máy của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, căn cứ vào
công suất theo lệnh điều độ và tốc độ tăng giảm tải của tổ máy phát điện. Sản
lượng huy động theo lệnh điều độ được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i;
J: Số lần thay đổi lệnh điều độ trong chu kỳ
giao dịch i;
: Thời điểm lần thứ j trong chu kỳ giao dịch
i Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ thay đổi
công suất của tổ máy phát điện (phút);
: Thời điểm tổ máy đạt được mức công suất do
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ tại thời điểm 
(phút);
ΔT: Độ dài thời gian của một chu kỳ giao dịch
(phút);
: Sản lượng huy động theo lệnh điều độ tính tại
đầu cực máy phát điện xác định cho chu kỳ giao dịch i (MWh);
: Công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm 
(MW);
: Công suất tổ máy đạt được tại thời điểm 
(MW).
Khoảng thời gian từ thời điểm lệnh điều độ công suất đến thời điểm 
mà tổ máy phát điện đạt được công
suất được xác định
như sau:
Trong đó:
a: Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy đăng ký
trong bản chào giá lập lịch (MW/phút).
Tốc độ tăng giảm tải
của tổ máy đăng ký trong bản chào giá lập lịch phải phù hợp với tốc độ tăng giảm
tải được quy định trong hợp đồng mua bán điện. Trường hợp hợp đồng mua bán điện
không có tốc độ tăng giảm tải hoặc tốc độ tăng giảm tải trong hợp đồng có sai
khác với thực tế, đơn vị phát điện có trách nhiệm xác định các số liệu này theo
kết quả thí nghiệm hoặc tổng hợp từ thực tế vận hành của tổ máy và ký kết bổ
sung phụ lục hợp đồng về đặc tính kỹ thuật
này với các đơn vị mua điện để làm căn cứ thanh toán;
b) Thực hiện quy đổi sản
lượng huy động theo lệnh điều
độ (Qddi j) tính toán theo quy định tại Điểm a Khoản này
về vị trí đo đếm;
c) Tính toán chênh lệch
giữa sản lượng điện năng đo đếm và sản lượng điện năng huy động theo lệnh điều
độ theo công thức sau:
ΔQi=Qmqi
- Qddi
Trong đó:
ΔQi : Sản
lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong
chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng
đo đếm của tổ máy phát điện quy đổi về đầu cực tổ máy phát điện trong chu kỳ
giao dịch i (kWh);
Qddi: Sản
lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i
được tính toán theo quy định tại Điểm a Khoản này (kWh).
Trường hợp không có
lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i, Qdd được xác định theo công thức:
Trong đó:
Qddi: Sản
lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i
(kWh);
: Công suất do Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại
thời điểm 
(MW);
ΔT: Độ dài thời gian của một chu kỳ giao dịch
(phút).
d)
Tính
toán sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ của tổ máy phát điện
theo nguyên tắc sau:
- Tính toán mức
sai lệch cho phép theo công thức sau:
+ Đối với tổ
máy phát điện có công suất đặt dưới 100 MW:
+ Đối với tổ
máy phát điện có công suất đặt từ 100 MW trở lên:
Trong đó:
: Mức sai lệch cho
phép đối với tổ máy phát điện theo từng chu kỳ giao dịch (kWh);
: Sản lượng điện năng
huy động theo lệnh điều độ tại đầu cực của tổ máy phát điện (kWh);
ΔT: Độ dài thời
gian của một chu kỳ giao dịch (phút).
- Tính toán sản
lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch của tổ
máy phát điện theo công thức sau:
+ Trường hợp ΔQi
≤ Ɛ: Qdui = 0
+ Trường hợp ΔQi
> Ɛ: Qdui = ΔQi × kqd
Trong đó:
Qdui:
Sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i
của tổ máy phát điện (kWh);
ΔQi
: Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ
trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
kqd:
Hệ số quy đổi sản lượng từ đầu cực tổ máy về vị trí đo đếm.
- Tính toán sản
lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch của
nhà máy điện theo công thức sau:
Qdui
= 
Trong đó:
Qdui:
Sản
lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i của
nhà máy điện (kWh);
Qdui,g:
Sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i
của tổ máy phát điện g của nhà máy điện (kWh);
G: Tổng số tổ
máy phát điện của nhà máy điện.
đ) Trường hợp
tổ máy nhiệt điện trong quá trình khởi động hoặc quá trình dừng máy (không phải
do sự cố) thì không xét đến sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều
độ trong giai đoạn này. Trường hợp tổ máy này có ràng buộc kỹ thuật, gây ảnh hưởng
đến công suất phát của tổ máy khác của nhà máy điện, không xét đến sản lượng điện
năng phát sai khác so với lệnh điều độ của các tổ máy bị ảnh hưởng này;
e) Công tơ đo đếm đầu cực
tổ máy và công tơ lắp tại các vị trí đo đếm tự dùng của tổ máy (nếu có) được ưu
tiên sử dụng để xác định sản lượng thực phát đầu cực của tổ máy phát điện để so
sánh với việc tuân thủ lệnh điều độ theo hệ thống quản lý lệnh điều độ.
3. Sản lượng điện năng thanh toán theo giá
chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường điện
trong chu kỳ giao dịch được xác định như sau:
a)
Xác
định tổ máy có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện được xếp lịch tính giá
thị trường cho chu kỳ giao dịch i và vị trí đo đếm của tổ máy đó;
b)
Tính
toán sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào tại từng vị trí đo đếm xác định
tại Điểm a Khoản này theo công thức sau:
Trường hợp 
và 
≥ 0:
Trường hợp 
và 
< 0:
Trường hợp 
: 
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i;
j: Vị trí đo đếm thứ
j của nhà máy nhiệt điện, xác định tại Điểm a Khoản này;
: Sản lượng điện
năng thanh toán theo giá chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao
dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng
đo đếm tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng
ứng với lượng công suất có giá chào thấp hơn hoặc bằng giá trần thị trường điện
trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy đấu nối vào vị trí đo đếm j và được quy đổi
về vị trí đo đếm đó (kWh);
: Sản lượng điện năng
ứng với lượng công suất có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện và được
xếp trong lịch tính giá thị trường trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy đấu nối
vào vị trí đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh);
: Sản lượng điện năng
phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy đấu nối vào
vị trí đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh).
c)
Tính
toán sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào cho nhà máy điện theo công thức
sau:
Trong đó:
j: Vị trí đo đếm thứ
j của nhà máy nhiệt điện, xác định tại Điểm a Khoản này;
J: Tổng số các vị trí
đo đếm của nhà máy điện có tổ máy chào cao hơn giá trần thị trường điện và được
xếp lịch tính giá thị trường;
Qbpi: Sản
lượng điện năng thanh toán theo giá chào của nhà máy điện trong chu kỳ giao
dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng
thanh toán theo giá chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
4. Sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà
máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán
sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch tại đầu cực của tổ
máy theo công thức sau:
Trường hợp
Qdu > 0:
Trường hợp Qdu ≤ 0:
Trong đó:
: Sản lượng đo đếm thanh toán của tổ máy phát
điện trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về đầu cực tổ máy (kWh);
: Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản
lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy phát điện quy đổi về đầu cực tổ máy
(kWh);
: Sản lượng điện năng
tương ứng với mức công suất của tổ máy được xếp trong lịch tính giá điện năng
thị trường trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng
tương ứng với công suất điều độ của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch,
được xác định theo công thức sau:
Trong đó
J: Số lần thay đổi lệnh điều độ do ràng buộc
trong chu kỳ giao dịch i;
: Thời điểm lần thứ j trong chu kỳ giao dịch
i Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ thay đổi
công suất của tổ máy phát điện do ràng buộc (phút). Trường hợp tại thời điểm này
mà công suất của tổ máy phát điện thấp hơn mức công suất được xếp trong lịch
tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch (
) thì được xác định là thời điểm tổ máy đạt công
suất ;
: Thời điểm tổ máy đạt được mức công suất do
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ tại thời điểm (phút). Trường hợp tại
thời điểm này công suất của tổ máy phát điện thấp hơn công suất của tổ máy được
xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (
) thì 
được xác định là thời
điểm tổ máy đạt mức công suất 
;
ΔT: Độ dài thời gian của một chu kỳ giao dịch
(phút);
: Công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm 
. Trường hợp công suất
này nhỏ hơn mức công suất được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường
trong chu kỳ giao dịch () thì công suất này được tính bằng công suất (MW);
: Công suất tổ máy đạt được tại thời điểm 
(MW);
: Khoảng thời gian từ thời điểm lệnh điều độ công suất đến thời điểm 
mà tổ máy phát điện
đạt được công suất được xác định như
sau:
a: Tốc độ tăng giảm tải
của tổ máy phát điện đăng ký trong bản chào giá lập lịch (MW/phút).
Đối với trường hợp tổ
máy phát điện tham gia cung cấp dịch vụ điều chỉnh tần số trong chu kỳ giao dịch
thông qua hệ thống AGC, trong trường hợp không xác định được số liệu về các mức
công suất theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện, mức
sản lượng này được tính bằng sản lượng điện năng đo đếm của tổ máy phát điện
trong chu kỳ giao dịch quy đổi về đầu cực tổ máy.
Trường hợp tổ máy nhiệt
điện trong quá trình khởi động hoặc quá trình dừng máy (không phải do sự cố)
thì sản lượng điện năng phát tăng thêm của tổ máy phát điện này trong chu kỳ
giao dịch bằng 0.
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:
: Tổng sản lượng phát
tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm
(kWh);
g: Tổ máy phát tăng
thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy
phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
k: Hệ số quy đổi sản
lượng từ đầu cực tổ máy về vị trí đo đếm;
: Sản lượng phát
tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i tại đầu cực tổ máy tính toán
theo quy định tại Điểm a Khoản này (kWh).
5. Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện
năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo
công thức sau:
Trường hợp sản lượng
điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ dương (
> 0):
Qsmpi = Qmqi - Qbpi - Qconi
- Qdui
Trường hợp sản lượng điện năng
phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ âm (Qdui < 0):
Qsmpi = Qmqi - Qbpi
- Qconi
Trong đó:
Qsmpi :
Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qmqi : Sản
lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qbpi : Sản
lượng điện được thanh toán theo giá chào trong chu kỳ giao dịch i đối với nhà
máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện (kWh);
Qconi :
Sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i
(kWh);
Qdui : Sản
lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong
chu kỳ giao dịch i (kWh).
1. 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 trong chu kỳ giao dịch đó (≤ 
);
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
trong chu kỳ giao dịch của nhà máy điện (>) đồng thời sản lượng điện năng thanh toán
theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện nhỏ hơn sản lượng hợp đồng trong
chu kỳ giao dịch đó (
<).
2. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán điều chỉnh lại
các thành phần sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường trong
các chu kỳ giao dịch quy định tại Khoản 1 Điều 86 Thông tư này
căn cứ các thành phần sản lượng sau:
a) Sản lượng
điện hợp đồng trong chu kỳ giao dịch của nhà máy điện () được xác định theo quy định tại Điều 38 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 86 Thông tư này;
c) Sản lượng
điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i ().
3. Nguyên tắc điều chỉnh
a) Trong trường
hợp quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này, sản lượng điện năng
phát tăng thêm (Qconi) và sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào
đối với nhà máy có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện (Qbpi)
được
điều
chỉnh trong chu kỳ giao dịch này
bằng
0 (không) (Qconi = 0; Qbpi = 0);
b) Trường hợp quy định tại
Điểm b Khoản 1 Điều này, 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 và vận hành thời gian thực do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm tính toán tổng các khoản thanh toán điện năng thị trường của
nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Rg = Rsmp + Rbp + Rcon + Rdu
Trong đó:
Rg: Tổng các khoản
thanh toán điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rsmp: Khoản thanh
toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường trong chu
kỳ thanh toán (đồng);
Rbp: Khoản thanh toán
cho phần sản lượng được thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có
giá chào lớn hơn giá trần thị trường điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rcon: Khoản thanh
toán cho phần sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ thanh toán
(đồng);
Rdu: Khoản thanh toán
cho phần sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều
độ trong chu kỳ thanh toán (đồng).
2. Khoản thanh toán cho phần sản lượng được
thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh
toán được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán
cho từng chu kỳ giao dịch i theo công thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh toán
cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy
điện của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng);
SMPi : Giá
điện năng thị trường của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng/kWh);
: Sản lượng điện năng
được thanh toán theo giá điện năng thị trường của chu kỳ giao dịch i trong chu
kỳ thanh toán (kWh).
b) Tính toán
cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh toán
cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy
điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i trong chu kỳ
thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch của chu kỳ thanh toán;
: Khoản thanh toán
cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy
điện của chu kỳ giao dịch i (đồng).
3. Khoản thanh toán cho phần sản lượng
được thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn
giá trần thị trường điện trong chu kỳ thanh toán được xác định theo trình tự
sau:
a) Tính toán
cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
Rbpi : Khoản
thanh toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu
kỳ giao dịch i (đồng);
j: Dải chào thứ j
trong bản chào giá của tổ máy thuộc nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá
trần thị trường điện và được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường;
J: Tổng số dải chào
trong bản chào giá của nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị
trường điện và được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường;
: Giá chào tương ứng với dải chào j
trong bản chào của tổ máy của nhà máy nhiệt điện g trong chu kỳ giao dịch i
(đồng/kWh);
: Mức giá chào cao nhất trong các
dải chào được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường của nhà máy
nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
: Sản lượng điện năng thanh toán theo
công suất được chào với mức giá trong bản chào của nhà máy nhiệt điện được
huy động trong chu kỳ giao dịch i và quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);
: Sản lượng điện năng có giá chào
cao hơn giá trần thị trường điện của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch
i quy đổi về vị trí đo đếm (kWh).
b) Tính toán
cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh toán
cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ thanh
toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch i
trong đó nhà máy điện được huy động với mức giá chào cao hơn giá trần;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch trong đó nhà máy điện được huy động với mức giá chào cao hơn giá
trần;
: Khoản thanh toán
cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch
i (đồng).
4. Khoản thanh toán cho sản lượng điện
năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo
trình tự sau:
a)
Tính
toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh toán cho sản lượng
điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: Tổ máy phát tăng
thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy
phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: Điện năng phát tăng thêm của tổ
máy g trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm, (kWh);
: Giá chào cao nhất tương ứng với
dải công suất phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh). Đối với
nhà máy thủy điện nếu giá chào này lớn hơn giá trần thị trường điện thì lấy
bằng giá trần thị trường điện.
b)
Tính
toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rcon: Khoản thanh toán
cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy điện phải phát tăng thêm theo lệnh
điều độ;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch của của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy điện phải phát tăng thêm
theo lệnh điều độ;
Rconi : Khoản
thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i
(đồng).
5. Trường hợp nhà máy thủy điện được
huy động do điều kiện ràng buộc phải phát và có giá chào cao hơn giá trần thị
trường điện hoặc được huy động công suất với dải chào giá cao hơn giá trần thị
trường điện thì nhà máy được thanh toán cho phần sản lượng phát tương ứng trong
chu kỳ đó bằng giá trần thị trường điện.
6. Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng
phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ của nhà máy điện trong chu
kỳ giao dịch.
a) Tính toán
cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
-
Trường hợp sản lượng điện năng phát tăng thêm so với lệnh điều độ:
Trong đó:
: Khoản thanh toán cho sản lượng
điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: Tổ máy phát tăng
thêm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy
phát tăng thêm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: Điện năng phát tăng thêm so với
lệnh điều độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Giá chào thấp nhất của tất cả các
tổ máy trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
-
Trường hợp sản lượng điện năng phát giảm so với lệnh điều độ:
Trong đó:
: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng
phát sai
khác so
với lệnh
điều độ trong
chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: Tổ máy phát giảm
so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy
phát giảm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: Điện năng phát giảm so với
lệnh điều độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
SMPi
: Giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
Pbpi,max:
Giá điện năng của tổ máy đắt nhất được thanh toán trong chu kỳ giao dịch i
(đồng/kWh).
b) Tính toán
cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rdu: Khoản thanh toán
cho sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ thanh
toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai khác so với
lệnh điều độ;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch của của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai khác
so với lệnh điều độ;
Rdu(i): Khoản thanh
toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh
độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán công
suất thị trường cho nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:
1. Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo
công thức sau:
Trong đó:
Rcan(i): Khoản thanh toán công suất cho nhà
máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
CAN(i): Giá công suất
thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
Qmq(i): Sản lượng
điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
2. Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công
thức sau:
Trong đó:
Rcan: Khoản thanh toán
công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i trong chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch trong chu kỳ thanh toán;
Rcani : Khoản thanh toán công suất
cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Căn cứ giá điện năng
thị trường và giá công suất thị trường do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện công bố, đơn vị phát
điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện và gửi cho đơn vị mua
điện theo quy định tại Điều 104 Thông tư này trong chu kỳ
thanh toán theo trình tự sau:
1. Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo
công thức sau:
Trong đó:
Rc(i): Khoản thanh
toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Qc(i): Sản lượng hợp
đồng trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Pc: Giá hợp đồng mua
bán điện (đồng/kWh);
FMP(i): Giá thị
trường toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i
(đồng/kWh).
2. Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công
thức sau:
Trong đó:
Rc: Khoản thanh toán
sai khác trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i của chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch của chu kỳ thanh toán;
Rc(i): Khoản thanh
toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
1. Sản lượng giao nhận đầu nguồn của đơn vị
mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại Khoản 2 Điều 76 Thông tư này.
2. Sản lượng điện năng mua theo giá thị
trường của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch được xác định như sau:
a)
Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, công bố
tỷ lệ mua điện từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện tương ứng
của các nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và
được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện:
X1
= 
Trong đó:
X1:
Tỷ lệ điện năng mua theo giá thị trường điện giao
ngay của đơn vị mua buôn điện l từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng;
Qc(g,M):
Sản lượng hợp đồng tháng M của nhà máy điện g được tính toán theo quy định tại Điều 27 Thông tư này (kWh);
Qptdk(l,M):
Sản
lượng điện năng giao nhận đầu nguồn dự báo tháng M do đơn vị mua buôn điện l cung
cấp phục vụ lập kế hoạch vận hành năm tới (kWh);
G: Tổng số
nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và được
phân bổ cho đơn vị mua buôn điện;
L: Tổng số
đơn vị mua buôn điện.
b)
Sản
lượng điện năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng
của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo công thức
sau:
Trong đó:
Qm1(l,i):
Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ
hợp đồng của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
X1: Tỷ lệ điện năng mua theo giá thị trường điện giao ngay của
đơn vị mua buôn điện l từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng do Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố theo quy định tại Điểm
a Khoản này;
Q(l,i): Sản lượng
điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch
i, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều này (kWh).
c)
Sản
lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ
giao dịch i từ nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp được xác định
theo công thức sau:
Trong đó:
Qm2(l,g,i):
Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong
chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g ký hợp đồng trực tiếp (kWh);
Q(l,i): Sản lượng
giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i,
được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều này (kWh);
X2(g,i): Tỷ
lệ sản lượng điện năng được tính toán theo công thức sau:
Trong đó:
Qmq(g,i):
Sản lượng điện năng giao tại điểm giao nhận trong chu kỳ giao dịch i trực tiếp
tham gia thị trường điện của nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp
với đơn vị mua buôn điện (kWh);
Q(l,i): Sản lượng
điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ
giao dịch i, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều này (kWh);
L: Tổng số đơn vị mua
buôn điện;
k(i): Hệ số quy đổi
theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định
tại Khoản 1 Điều 82 Thông tư này.
d) Tổng sản lượng điện
năng mua từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ
giao dịch được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Qm(l,i): Tổng
sản lượng điện năng mua từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l
trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qm1(l,i): Sản lượng điện
năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng của đơn
vị mua buôn điện l
trong
chu kỳ giao dịch i
(kWh);
Qm2(l,g,i):
Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong
chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g ký hợp đồng trực tiếp (kWh);
G: Tổng số nhà máy điện
ký hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện.
3. Tính toán khoản chi phí mua điện theo giá thị trường
điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định như
sau:
a) Khoản chi phí mua điện
theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch
i từ
các nhà máy điện được phân bổ được xác định theo công thức sau:
Cm1(l,i) = CFMP(i) × Qm1(l,i)
Trong đó:
Cm1(l,i): Khoản
chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện
trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);
CFMP(i): Giá thị
trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch
i, (đồng/kWh);
Qm1(l,i):
Tổng sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l
trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được tính
toán theo quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều này (kWh).
b)
Khoản
chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện
trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với đơn vị
mua buôn điện được xác định theo công thức sau:
Cm2(l,g,i) = CFMP(i) × Qm2(l,g,i)
Trong đó:
g: Nhà máy điện có
hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
Cm2(l,g,i):
Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn
điện trong chu kỳ giao dịch i cho nhà máy điện g (đồng);
CFMP(i): Giá thị
trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i
(đồng/kWh);
Qm2(l,g,i):
Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l
trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g được tính toán theo quy định tại Điểm
c Khoản 2 Điều này (kWh).
c)
Tổng
chi phí mua điện từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong
chu kỳ giao dịch được xác định theo công thức sau:
Trong đó:Cm(l,i):
Tổng chi phí mua điện từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l
trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Cm1(l,i): Khoản chi
phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong
chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);
g: Nhà máy điện có hợp
đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
G: Tổng số nhà máy điện
có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
Cm2(l,g,i):
Khoản
chi phí mua điện theo giá thị trường
điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện
g (đồng).
Khoản chi phí mua
điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh
toán được xác định như sau:
1. Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện
giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ các
nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i trong chu kỳ
thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch của chu kỳ thanh toán;
TCm1(l,M):
Khoản
chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của
đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện
được phân bổ hợp đồng
(đồng);
Cm1(l,i): Khoản chi phí
mua điện trên thị trường điện giao ngay của
đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được
phân bổ hợp đồng,
xác
định tại Điểm a Khoản 3 Điều 91 Thông tư này (đồng).
2. [29]
Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của Đơn vị
mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán cho nhà máy điện g có hợp đồng mua bán
điện với Đơn vị mua buôn điện được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ
giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số
chu kỳ giao dịch trong chu kỳ thanh toán;
g: Nhà
máy điện có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn điện;
TCm2(l,g,M):
Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của Đơn vị mua buôn điện
l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với
Đơn vị mua buôn điện (đồng);
Cm2
(l,g,i): Tổng khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn
vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g có hợp đồng mua
bán điện với Đơn vị mua buôn điện (đồng);
UpliftM(g):
Thành phần hiệu chỉnh giá thị trường điện giao ngay áp dụng cho Đơn vị mua buôn
điện của nhà máy điện g trong chu kỳ thanh toán M do Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện tính toán trên cơ sở các số liệu do Đơn vị phát điện
cung cấp sau tháng vận hành theo công thức:
UpliftM(g)
= 
Trong
đó:
g: Nhà
máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
i: Chu kỳ
giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán M;
I: Tổng số
chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán M;
L: Tổng số
Đơn vị mua buôn điện;
Rg (M): Tổng
các khoản thanh toán điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán M của nhà máy
điện g theo bảng kê thanh toán thị trường
điện tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phát hành được
xác định theo quy định tại Điều 88 Thông tư này (đồng);
Rgcan
(M): Tổng doanh thu theo giá công suất trong chu kỳ thanh toán M của nhà máy điện
g theo bảng kê thanh toán thị trường điện
tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phát hành được xác định
theo quy định tại Điều 89 Thông tư này (đồng);
Cm2(l,g,i):
Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của Đơn vị mua buôn
điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g được xác định tại Điểm b Khoản 3 Điều 91 Thông tư này (đồng);
Qm2 (l,g,i): Sản lượng
điện năng mua theo giá thị trường của Đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao
dịch i từ nhà máy điện g được xác định theo quy định tại Điểm
c Khoản 2 Điều 91 Thông tư này (kWh).
3. Tổng các khoản chi phí mua điện của đơn vị
mua buôn điện theo thị trường điện giao ngay trong chu kỳ thanh toán được xác định
theo công thức sau:
Trong đó:
TC(l,M): Tổng các khoản chi phí mua điện của
đơn vị mua buôn điện l theo thị trường điện giao ngay trong chu kỳ thanh toán M
(đồng);
TCm1(l,M): Khoản chi phí mua
điện theo thị trường điện
giao
ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy
điện được phân bổ hợp đồng, được xác định tại Khoản 1 Điều này (đồng);
g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với
đơn vị mua buôn điện;
G: Tổng số nhà máy điện có hợp đồng mua bán
điện với đơn vị mua buôn điện;
TCm2(l,g,M): Khoản chi phí mua điện
theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh
toán M từ
nhà máy điện g được xác định tại Khoản 2 Điều này (đồng).
Bên bán điện có trách nhiệm tính
toán khoản thanh toán sai
khác theo
hợp đồng mua bán điện trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:
1. Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo
công thức sau:
Trong đó:
Rc(i): Khoản thanh
toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Qc(i): Sản lượng hợp
đồng trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Pc: Giá hợp đồng mua
bán điện (đồng/kWh);
FMPi: Giá
thị trường toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i
(đồng/kWh).
2. Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công
thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh toán
sai khác trong chu kỳ thanh toán M (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i của chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch của chu kỳ thanh toán;
Rc(i): Khoản thanh
toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán cho đơn vị phát điện cung cấp dịch
vụ dự phòng điều chỉnh tần số, bao gồm:
1. Đối với phần sản lượng điện năng đo đếm của
nhà máy điện cung cấp dịch vụ điều chỉnh tần số trong chu kỳ giao dịch: Tính
toán thanh toán theo quy định tại Điều 88 và Điều 89 Thông tư này.
2. Khoản thanh toán theo giá công suất CAN
cho phần sản lượng tương ứng với phần công suất cung cấp cho dịch vụ điều chỉnh
tần số, cụ thể như sau:
Rđt(i)
= CAN(i) × Qđt(i)
Trong đó:
Rđt(i): Khoản thanh toán theo giá
công suất CAN cho phần sản lượng tương ứng với phần công suất cung cấp cho dịch
vụ điều chỉnh tần số trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
CAN(i): Giá công suất thị trường áp dụng cho
đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qđt(i): Sản lượng tương ứng với
phần công suất cung cấp cho dịch vụ điều chỉnh tần số của tổ máy trong chu kỳ
giao dịch i đã quy đổi về vị trí đo đếm (kWh) và được xác định theo công thức
sau:
Qđt
= Min {[Qcb - Qmq], Qđtcb}
Qđtcb: Sản lượng tương ứng với
công suất dự phòng điều chỉnh tần số công bố cho ngày tới của tổ máy được quy
đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qcb: Sản lượng tương ứng với công
suất công bố của tổ máy trong bản chào lập lịch của tổ máy được quy đổi về vị
trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qmq: Sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy
điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
Đơn vị cung cấp dịch
vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ
thống điện, dịch vụ điều chỉnh điện áp và khởi động đen được thanh toán theo
hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ theo mẫu
do Bộ Công Thương ban hành.
Các khoản thanh cho
nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trực tiếp giao dịch trên
thị trường điện được tính toán như sau:
1.[30] Các
khoản thanh toán theo thị trường điện: Thực hiện theo các quy định tại Khoản 2 và Khoản 6 Điều 88 và Điều 89 Thông
tư này.
2. Khoản thanh toán
theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác
a) Sản lượng hợp đồng
mua bán điện trong chu kỳ giao dịch của nhà máy điện này được tính toán theo
công thức sau:
Qc(i) = Qhc(i)× α
Trong đó:
Qc(i): Sản lượng hợp
đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
α: Tỷ lệ sản lượng
điện năng thanh toán theo giá hợp đồng cho nhà máy thủy điện có hồ điều tiết
dưới 02 ngày do Cục Điều tiết điện lực quy định.
Qhc(i): Sản lượng
điện hiệu chỉnh trong chu kỳ giao dịch i (kWh) được xác định như sau:
- Trường hợp
Qdu(i)> 0, Qhc(i) = Qm(i) - Qdu(i);
- Trường hợp Qdu(i) ≤
0, Qhc(i) = Qm(i).
Qm(i): Sản lượng điện
năng tại vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qdu(i): Sản lượng
điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
b) Khoản thanh toán
theo hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện được tính toán căn cứ theo sản
lượng hợp đồng theo quy định tại Điểm a Khoản này và theo công thức quy định
tại Điều 90 Thông tư này.
1. Trường hợp sản lượng đo đếm điện năng
tháng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo quy định tại Khoản 2 Điều 76 Thông tư này có sai khác so với tổng điện
năng đo đếm các ngày trong tháng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo
quy định tại Khoản 1 Điều 76 Thông tư này, phần điện năng
chênh lệch được thanh toán theo quy định hợp đồng mua bán điện đã ký giữa Tập
đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị phát điện.
2. [31] Tổ máy nhiệt điện bị
buộc phải ngừng theo quy định tại Điểm d Khoản 3 Điều 60 Thông
tư này hoặc phải ngừng một lò hơi để giảm công suất theo quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều 60 Thông tư này được thanh toán chi phí
khởi động theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực
Việt Nam và Đơn vị phát điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
có trách nhiệm xác nhận sự kiện này đối với tổ máy do Đơn vị phát điện công bố
để Đơn vị mua điện làm căn cứ thanh toán chi phí khởi động.
3. Trường hợp nhà máy có tổ máy phát điện thí
nghiệm thì tách toàn bộ nhà máy đó ra ngoài thị trường điện trong các chu kỳ
chạy thí nghiệm. Toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các chu kỳ
có thí nghiệm được thanh toán theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện với Tập
đoàn Điện lực Việt Nam tương ứng với cấu hình tổ máy và loại nhiên liệu sử dụng.
4. Trường hợp tổ máy đã có kế hoạch ngừng máy
được phê duyệt nhưng vẫn phải phát công suất theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện, thì tách toàn bộ
nhà máy đó ra ngoài thị trường điện trong khoảng thời gian phát công suất theo
yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Toàn bộ sản lượng
phát của nhà máy lên lưới trong khoảng thời gian này được thanh toán theo hợp đồng
mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
5. Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện
tách lưới phát độc lập theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong các chu kỳ giao
dịch có liên quan được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện
lực Việt Nam.
6. Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện
tách ra ngoài hệ thống điện quốc gia và đấu nối vào lưới điện mua từ nước
ngoài, căn
cứ theo kết quả tính toán vận hành hệ thống điện năm tới của Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện, việc tham gia thị trường điện trong năm tới và
thanh toán cho nhà máy điện này được quy định như sau:
a) Nhà máy thủy điện có
hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày có kế hoạch đấu nối vào lưới điện mua điện từ
nước ngoài thì tách toàn bộ nhà máy điện này tham gia gián tiếp thị trường điện
trong năm tới. Toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong năm tới được
thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Tập Đoàn Điện
lực Việt Nam;
b) Trừ trường hợp quy
định tại Điểm a Khoản này, trường hợp trong năm vận hành nhà máy điện có tổ máy
phát điện đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài, toàn bộ sản lượng phát
điện của nhà máy điện trong ngày giao dịch mà tổ máy có chu kỳ đấu nối vào lưới
điện mua điện từ nước ngoài được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua
bán điện đã ký với Tập Đoàn Điện lực Việt Nam.
7. [32] Trường hợp tổ máy
thủy điện phải phát công suất lớn hơn công suất công bố trong bản chào giá lập lịch
huy động chu kỳ giao dịch 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 quy định tại hợp đồng
mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
8. Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát
điện tham gia thử nghiệm hệ thống AGC theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện thì tách toàn bộ nhà máy điện này ra ngoài thị trường
điện, toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các chu kỳ có thử nghiệm
được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt
Nam.
Trước ngày 01 tháng 12 năm N-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
có trách nhiệm lập và công bố danh sách các tổ máy phát điện dự kiến tham gia
thử nghiệm hệ thống AGC trong năm N cho các thành viên tham gia thị trường điện.
9. [33]Trường
hợp nhà máy tuabin khí vận hành chu trình đơn
hoặc thiếu nhiên liệu chính phải sử dụng một phần hoặc toàn bộ nhiên liệu phụ
theo lệnh của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an
ninh hệ thống điện: Thực hiện thanh toán theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ.
1. Các khoản thanh toán khác cho nhà máy
điện ký hợp đồng trực tiếp với đơn vị mua buôn điện bao gồm:
a)
Phần
sản lượng chênh lệch giữa sản lượng đo đếm điện năng tháng do đơn vị quản lý số
liệu đo đếm cung cấp theo quy định tại Khoản 2 Điều 76 Thông
tư này với tổng sản lượng điện năng đo đếm các chu kỳ giao dịch trong tháng
do đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo quy định tại Khoản
1 Điều 76 Thông tư này, được thanh toán theo thỏa thuận tại hợp đồng mua
bán điện đã ký giữa đơn vị mua buôn điện và đơn vị phát điện;
b)
[34]
Tổ máy nhiệt điện bị buộc phải ngừng phát điện theo quy định tại Điểm d Khoản 3 Điều 60 Thông tư này hoặc phải ngừng một lò
hơi để giảm công suất theo quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều 60
Thông tư này được thanh toán chi phí khởi động theo thỏa thuận tại hợp đồng
mua bán điện giữa Đơn vị mua buôn điện và đơn vị phát điện. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận sự kiện này đối với tổ
máy do Đơn vị phát điện công bố để Đơn vị mua điện làm căn cứ thanh toán chi
phí khởi động;
c)
Trường
hợp nhà máy có tổ máy phát điện thí nghiệm thì tách toàn bộ nhà máy đó ra
ngoài thị trường điện trong các chu kỳ chạy thí nghiệm. Toàn bộ sản lượng phát
của nhà máy lên lưới trong các chu kỳ có thí nghiệm được thanh toán theo thỏa
thuận tại các hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện tương ứng với cấu
hình tổ máy và loại nhiên liệu sử dụng;
d)
Trường
hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện tham gia thử nghiệm hệ thống AGC theo yêu
cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thì tách toàn bộ nhà
máy điện này ra ngoài thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên
lưới trong các chu kỳ có thử nghiệm được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện
với đơn vị mua buôn điện. Trước ngày 01 tháng 12 năm N-1, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và công bố danh sách các tổ máy phát
điện dự kiến tham gia thử nghiệm hệ thống AGC trong năm N cho các thành viên
tham gia thị trường điện;
e)
Các
khoản
thuế,
phí thanh
toán cho nhà máy điện có hợp đồng trực tiếp với các đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh
toán M (thuế tài nguyên nước, phí môi trường rừng, phí bảo vệ môi trường đối với
nước thải công nghiệp, tiền thuê đất, các khoản thuế phí khác nếu có).
2. Các khoản thanh toán khác quy định tại
Khoản 1 Điều này được phân bổ cho các đơn vị mua buôn điện theo tỷ trọng sản lượng
điện năng giao nhận trong chu kỳ thanh toán do Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện công bố và được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
L: Tổng số đơn vị mua buôn điện;
Rkh(l,g,M): Khoản thanh toán khác
phân bổ cho đơn vị mua buôn điện l từ nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện
trực tiếp trong chu kỳ thanh toán M được thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện
ký giữa hai bên (đồng);
Rkh(g,M): Tổng các khoản thanh
toán khác quy định tại Khoản 1 Điều này của các nhà máy điện g ký hợp đồng mua
bán điện trực tiếp với đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán M (đồng);
Q(l,M): Sản lượng điện năng giao nhận của đơn
vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M (kWh).
Trường hợp có phát sinh tình huống can thiệp
thị trường điện được quy định tại Điều 64 Thông tư này, đơn vị mua điện
có trách nhiệm thanh toán cho đơn vị phát điện có hợp đồng trực tiếp theo thỏa thuận tại hợp đồng
mua bán điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
xác nhận sự kiện liên quan để đơn vị phát điện có căn cứ hoàn chỉnh hồ sơ thanh
toán gửi đơn vị mua điện.
Trong thời gian dừng thị trường điện, đơn vị
mua điện có trách nhiệm thanh toán cho đơn vị phát điện có hợp đồng trực tiếp
theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm xác nhận sự kiện liên quan để đơn vị phát điện
có căn cứ hoàn chỉnh hồ sơ thanh toán gửi đơn vị mua điện.
1. Trước 9h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm tổng hợp và cung cấp cho đơn vị mua điện
và các đơn vị phát điện số liệu phục vụ việc tính toán thanh toán cho từng nhà
máy điện.
2. Trước 16h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổng hợp và cung cấp cho các đơn vị
mua điện số liệu phục vụ việc tính toán thanh toán.
1. Trước 16h00 ngày D+4, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho các đơn vị phát điện
bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ
cho ngày giao dịch D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo mẫu quy định tại Phụ lục
3 Thông tư này.
2. Trước 16h00 ngày D+5, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện lập và gửi cho các đơn vị mua điện bảng kê thanh toán thị trường điện giao ngay của
ngày D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo mẫu quy định tại Phụ lục 3 Thông tư
này.
3. Trước 12h00 ngày D+6, đơn vị phát điện trực
tiếp giao dịch và đơn vị mua điện có trách nhiệm xác nhận bảng kê thanh toán thị trường điện theo quy định
trên trang thông tin điện tử thị trường điện; thông báo lại cho Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện các sai sót trong bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ (nếu có).
4. Trước 16h00 ngày D+6, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho đơn vị mua điện và
các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán
thị trường điện hoàn chỉnh cho ngày D qua trang thông tin điện tử thị trường điện
theo biểu mẫu
tại Phụ lục 3 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.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm tổng hợp các số liệu thanh toán cho các ngày giao dịch
trong chu kỳ thanh toán và kiểm tra, đối chiếu với biên bản tổng hợp sản lượng
điện năng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng cung cấp.
2. Trong thời hạn 10 ngày làm việc tính từ
ngày giao dịch cuối cùng của chu kỳ thanh toán, Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm công bố:
a)
Biên
bản chốt sản lượng chênh lệch giữa tổng sản lượng trong từng chu kỳ giao dịch
và sản lượng chốt cho chu kỳ thanh toán;
b)
Tổng
sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của từng đơn vị mua buôn điện và tỷ trọng
sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện tính toán theo
quy định tại Khoản 2 Điều 98 Thông tư này.
3. Trong thời hạn 13 ngày làm việc tính từ
ngày giao dịch cuối cùng của chu kỳ thanh toán, Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm lập và phát hành bảng kê thanh toán thị trường điện của chu kỳ thanh toán cho đơn
vị mua điện và đơn vị phát điện.
4. Bảng
kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán bao gồm bảng tổng hợp theo mẫu quy định tại Phụ lục 4 Thông tư
này và biên bản xác nhận chỉ số công tơ và sản lượng điện năng.
5. Hình thức xác nhận bảng kê thanh toán và sự kiện thị trường điện:
Đơn
vị phát điện trực tiếp giao dịch, đơn vị mua điện và Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng chữ ký số để phục vụ công tác
xác nhận, phát hành bảng kê thanh toán
thị trường điện và xác nhận các sự kiện thị trường điện. Trong trường hợp chữ
ký số bị sự cố, đơn vị mua điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm xác nhận, phát hành bảng
kê thanh toán thị trường điện và xác nhận các sự kiện thị trường điện trực tiếp
và xác nhận lại sau khi sự cố được khắc phục.
1. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch lập và gửi
chứng từ thanh toán thị trường điện cho đơn vị mua điện 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 điện theo thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện
đã ký giữa đơn vị mua điện và đơn vị phát điện.
3. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch lập
và gửi hóa đơn thanh toán cho đơn vị mua điện theo thỏa thuận tại Hợp đồng
mua bán điện.
Hóa đơn thanh toán bao gồm các khoản thanh toán thị trường điện và thanh toán hợp
đồng trong chu kỳ thanh toán.
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.
1. Trong trường hợp hóa đơn có sai sót, đơn vị phát điện
hoặc đơn vị mua điện
có quyền đề nghị xử lý theo các quy định có liên quan trong thời hạn 01 tháng tính từ ngày phát
hành. Các bên liên quan có trách nhiệm phối hợp xác định và thống nhất các khoản
thanh toán hiệu chỉnh.
2. Đơn vị phát điện có trách nhiệm bổ sung khoản
thanh toán hiệu chỉnh vào hóa đơn của chu kỳ thanh toán tiếp theo.
1. Đơn vị mua điện có trách nhiệm thực hiện
thanh toán theo hoá đơn của đơn vị phát điện, thời hạn thanh toán căn cứ theo quy định
tại hợp đồng mua bán điện ký kết giữa hai bên.
2. Đơn vị phát điện và đơn vị mua điện 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. Đến ngày 20 hàng tháng, trường hợp 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 điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký. 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 được bù
trừ vào tháng kế tiếp.
4. Trường hợp bên mua điện chậm thanh toán
khi đến hạn thanh toán, áp dụng tính lãi cho khoản tiền điện chậm trả theo mức
lãi suất do hai bên thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện đã ký kết.
Trường hợp có thanh
toán thừa hoặc thiếu so với hóa đơn, các đơn vị liên quan xử lý các sai sót này
theo thỏa
thuận trong
hợp đồng mua bán điện hoặc hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ đã ký kết.
Thanh toán hợp đồng
mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị mua buôn bao gồm:
1. Khoản thanh toán thị trường điện giao ngay
giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam với đơn vị mua buôn điện đối với các nhà máy điện
phân bổ hợp đồng được quy định tại Khoản 1 Điều 92 Thông tư
này.
2. Khoản thanh toán sai khác theo hợp đồng
mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam với đơn vị mua buôn điện đối với
các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng tính toán theo quy định tại Điều 93 Thông tư này.
3.[35] Khoản thanh toán theo
giá bán buôn điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho Đơn vị mua buôn điện đối với
phần sản lượng giao nhận đầu nguồn còn lại sau khi đã trừ phần sản lượng thanh
toán theo quy định tại Điều 91, Điểm c Điểm
d Khoản 1 Điều 98, Điều 99 và Điều
100 Thông tư này.
4. Các khoản thanh toán khác theo thỏa thuận
trong hợp đồng mua bán điện.
1. Các phần mềm cho hoạt động của thị trường
điện bao gồm:
a)
Phần
mềm mô phỏng thị trường;
b)
Phần
mềm 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 phát triển và vận hành các phần mềm phục vụ 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.
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.
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.
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, trao đổi và bảo mật 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.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm 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
điện để đảm bảo có thể thu thập, truyền và công bố thông tin thị trường trong
trường hợp Hệ thống thông tin thị trường điện chính bị sự cố hoặc không thể vận
hành.
6. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm xây dựng, quản lý hệ thống bảo mật
thông tin đảm bảo an toàn, bảo mật các thông tin thị trường điện.
1. Đơn vị phát điện, đơn vị mua buôn điện,
Đơn vị truyền tải điện, đơn vị phân phối 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 tính toán phân bổ sản lượng hợp
đồng, dự báo phụ tải năm, 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 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.
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.
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.
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 118 Thông
tư này.
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.
1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm thực
hiện giám sát thường xuyên, định kỳ công tác vận hành thị trường điện thông qua
tổng hợp, đánh giá kết quả vận hành căn cứ trên các dữ liệu thu thập và kiểm
tra thực tế tại các đơn vị thành viên thị trường điện. Nội dung giám sát thị
trường điện bao gồm:
a)
Kết
quả vận hành thị trường điện;
b)
Đánh
giá tuân thủ quy định thị trường điện của các đơn vị thành viên tham gia thị
trường điện.
2. Đơn vị thành viên thị trường điện có
trách nhiệm phối hợp với Cục Điều tiết điện lực trong giám sát thị trường điện;
phát hiện và báo cáo Cục Điều tiết điện lực các vấn đề phát sinh, các hành vi
có dấu hiệu vi phạm trong quá trình vận hành thị trường điện.
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm định kỳ công bố thông tin vận hành thị trường điện theo quy
định tại Quy trình quản lý, 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, công bố báo cáo vận
hành thị trường điện ngày hôm trước.
2. Trước 16h00 thứ Ba hàng tuần, công bố báo
cáo vận hành thị trường điện tuần trước.
3. Trước ngày 20 hàng tháng, công bố báo cáo
vận hành thị trường điện tháng trước.
4. Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, công bố
báo cáo vận hành thị trường điện năm trước.
1. Cung cấp dữ liệu phục vụ giám sát vận hành
thị trường điện
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp cho Cục Điều tiết điện
lực các thông tin, dữ liệu về vận hành thị trường điện, bao gồm:
- Các số liệu, kết
quả tính toán kế hoạch vận hành thị trường điện năm, tháng, tuần;
- Các số liệu, kết
quả vận hành thị trường điện ngày tới, giờ tới, thời gian thực và tính toán
thanh toán;
- Các thông tin, số
liệu cần thiết khác theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực để giám sát thị
trường điện.
b) Đơn vị thành viên
thị trường điện có trách nhiệm cung cấp các thông tin, số liệu liên quan đến
hoạt động của đơn vị đó trên thị trường điện theo yêu cầu của Cục Điều tiết
điện lực để giám sát thị trường điện.
2. Phương thức cung
cấp số liệu
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp thông tin cho Cục Điều tiết
điện lực theo các phương thức sau:
- Tự động đồng bộ hóa
trực tuyến giữa Cơ sở dữ liệu thị trường điện tại Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện với Cơ sở dữ liệu giám sát thị trường điện tại Cục Điều tiết
điện lực. Danh mục các thông tin, dữ liệu thị trường điện đồng bộ hóa do Cục Điều
tiết điện lực quy định;
- Trường hợp chưa áp
dụng được phương thức cung cấp dữ liệu theo quy định tại Điểm a Khoản này, Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và gửi các file số liệu thị
trường điện theo định dạng, biểu mẫu và theo thời gian biểu do Cục Điều tiết điện lực quy định.
b) Đơn vị thành viên
thị trường điện cung cấp thông tin, dữ liệu dưới dạng văn bản hoặc file số liệu
theo biểu mẫu
khi Cục Điều tiết điện lực yêu cầu.
3. Đảm bảo chất lượng
dữ liệu
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm đảm bảo chất lượng dữ liệu cung
cấp cho Cục Điều tiết điện lực bao gồm các báo cáo hàng ngày, báo cáo hàng tuần
và nội dung của cơ sở dữ liệu thị trường điện;
b) Đơn vị thành viên
thị trường điện có trách nhiệm đảm bảo chất lượng dữ liệu cung cấp cho Cục Điều
tiết điện lực phục vụ điều tra và có xác nhận đảm bảo chính xác của đơn vị cấp
dữ liệu.
1. Chế độ
báo cáo vận hành thị trường điện hàng tháng của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện
a) Tên
báo cáo: Báo cáo vận hành thị trường điện tháng M;
b) Nội
dung báo cáo: Theo quy định tại Phụ lục 6 Thông tư
này;
c) Đối tượng
báo cáo: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
d) Cơ
quan nhận báo cáo: Cục Điều tiết điện lực;
đ) Phương
thức gửi báo cáo: Gửi qua hệ thống thư điện tử;
e) Thời hạn
gửi báo cáo: Trước ngày 20 tháng M+1 gửi báo cáo về vận hành thị trường điện
tháng M;
g) Tần suất
gửi báo cáo: Hàng tháng.
2. Chế độ
báo cáo vận hành thị trường điện năm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện
a) Tên
báo cáo: Báo cáo vận hành thị trường điện năm N;
b) Nội dung báo cáo: Theo
quy định tại Phụ lục 6 Thông tư này;
c) Đối tượng
báo cáo: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
d) Cơ
quan nhận báo cáo: Cục Điều tiết điện lực;
đ) Phương
thức gửi báo cáo: Báo cáo được gửi đến cơ quan nhận báo cáo bằng một trong các
phương thức sau:
- Gửi qua
hệ thống thư điện tử;
- Gửi qua
dịch vụ bưu chính.
e) Thời hạn
gửi báo cáo: Trước ngày 01 tháng 3 năm N+1 gửi báo cáo về vận hành thị trường
điện năm N.
g) Tần suất
gửi báo cáo: Hàng năm.
3. Chế độ
báo cáo vận hành thị trường điện năm của Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch
a) Tên
báo cáo: Báo cáo vận hành thị trường điện năm N;
b) Nội dung báo cáo: Theo
quy định tại Phụ lục 6 Thông tư này;
c) Đối tượng
báo cáo: Các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch;
d) Cơ
quan nhận báo cáo: Cục Điều tiết điện lực;
đ) Phương
thức gửi báo cáo: Báo cáo được gửi đến cơ quan nhận báo cáo bằng một trong các
phương thức sau:
- Gửi qua
hệ thống thư điện tử;
- Gửi qua
dịch vụ bưu chính.
e) Thời hạn
gửi báo cáo: Trước ngày 01 tháng 3 năm N+1 gửi báo cáo về vận hành thị trường
điện năm N;
g) Tần suất
gửi báo cáo: Hàng năm.
4. Chế độ
báo cáo vận hành thị trường điện năm của Đơn vị mua điện
a) Tên
báo cáo: Báo cáo vận hành thị trường điện năm N;
b) Nội dung báo cáo: Theo
quy định tại Phụ lục 6 Thông tư này;
c) Đối tượng
báo cáo: Các đơn vị mua điện tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh;
d) Cơ
quan nhận báo cáo: Cục Điều tiết điện lực;
đ) Phương
thức gửi báo cáo: Báo cáo được gửi đến cơ quan nhận báo cáo bằng một trong các
phương thức sau:
- Gửi qua
hệ thống thư điện tử;
- Gửi qua
dịch vụ bưu chính.
e) Thời hạn
gửi báo cáo: Trước ngày 01 tháng 3 năm N+1 gửi báo cáo về vận hành thị trường
điện năm N;
g) Tần suất
gửi báo cáo: Hàng năm.
5. Báo
cáo đột xuất
a) Báo
cáo đột xuất khi phát sinh can thiệp thị trường điện
- Tên báo
cáo: Báo cáo về tình hình can thiệp thị trường điện.
- Nội
dung báo cáo phát sinh can thiệp thị trường điện: Báo cáo chi tiết về sự kiện
can thiệp thị trường điện (thời gian, nguyên nhân phát sinh, các biện pháp can
thiệp, đánh giá ảnh hưởng…);
- Đối tượng
báo cáo: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
- Cơ quan
nhận báo cáo: Cục Điều tiết điện lực;
- Phương
thức gửi báo cáo: Gửi qua hệ thống thư điện tử;
- Thời hạn
gửi báo cáo: 24 giờ kể từ thời điểm can thiệp thị trường điện.
b)
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị phát điện và Đơn vị
mua điện có trách nhiệm báo cáo đột xuất về vận hành thị trường điện theo yêu cầu
của Cục Điều tiết điện lực.
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 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:
a)
Số liệu cho tính toán trong thị trường điện;
b)
Các bước thực hiện tính toán;
c)
Kết quả tính toán.
d) Tuân thủ của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đối với các trình tự 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. Đơn vị thành viên tham gia thị trường điện
có trách nhiệm hợp tác trong quá trình thực hiện kiểm toán thị trường điện.
5. Chi phí kiểm toán
a)
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)
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 tính từ ngày nhận
được báo cáo kiểm toán do đơn vị kiểm toán gửi, 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.
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.
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).
1. Trong thời hạn 05 ngày tính 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 xác minh hành vi có dấu hiệu vi phạm. Trong quá trình 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 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.
1. Trong thời hạn 60 ngày làm việc tính 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 tính 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.
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 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
(viết tắt là
Nghị định số 134/2013/NĐ-CP).
2. Đơn vị phát điện
sở hữu nhà máy điện có hành vi vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực ngoài
việc bị xử phạt vi phạm hành chính theo quy định tại Nghị định số
134/2013/NĐ-CP còn bị đình chỉ tham gia thị trường điện, cụ thể như sau:
a)
Nhà
máy điện bị đình chỉ tham gia thị trường điện khi 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 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
điện 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.
b) Trong thời gian
nhà máy điện bị đình chỉ tham gia thị trường điện:
-
Nhà máy điện không được chào giá trên thị trường điện, nhưng phải tuân thủ các
quy định khác áp dụng cho các nhà máy không tham gia thị trường điện;
-
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch và
công bố biểu đồ huy động công suất cho
nhà máy điện bị đình chỉ tham gia thị trường điện theo quy định tại Điểm a, Điểm b và Điểm c Khoản 1 Điều 11 Thông tư này.
3. Nhà máy điện
bị đình chỉ tham gia thị trường điện được khôi phục tham gia thị trường điện
khi đã hoàn thành các nghĩa vụ quy định trong Quyết định đình chỉ tham gia thị
trường điện. Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện này có trách nhiệm gửi tài liệu
chứng minh việc hoàn thành các nghĩa vụ quy định trong Quyết định đình chỉ tham
gia thị trường điện về Cục Điều tiết điện lực để xem xét khôi phục tham gia thị
trường điện cho nhà máy điện.
1. Phổ biến, kiểm tra và giám sát việc thực
hiện Thông tư này.
2. Ban hành các quy trình hướng dẫn thực hiện
Thông tư này.
3. Ban hành hoặc trình Lãnh đạo Bộ ban hành
văn bản hướng dẫn thực hiện chuyển đổi từ thị trường phát điện cạnh tranh sang
thị trường bán buôn điện cạnh tranh, thực hiện hợp đồng mua bán điện mẫu đối với hợp đồng mua bán điện đã ký kết hoặc
đang trong quá trình thực hiện đàm phán trước ngày Thông tư này có hiệu lực thi
hành.
4. Ban hành hoặc trình Lãnh đạo Bộ ban hành
văn bản hướng dẫn các nội dung mới phát sinh, vướng mắc trong quá trình thực hiện,
hướng dẫn về việc tham gia thị trường điện của các nguồn điện sử dụng năng lượng
tái tạo không phải thủy điện.
1. Trong thời hạn 30 ngày tính từ ngày ban
hành Thông tư này, chỉ đạo Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và
các đơn vị có liên quan xây dựng và trình Cục Điều tiết điện lực ban hành các
quy trình hướng dẫn thực hiện các nội dung sau:
a)
Lập kế hoạch vận hành thị trường điện;
b)
Lập lịch huy động và vận hành thời gian thực;
c)
Tính toán thanh toán trong thị trường điện;
d)
Quản lý, vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện;
đ) Phối hợp đối soát
số liệu thanh toán giữa Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, đơn
vị phát điện và đơn vị mua điện.
2. 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.
3. Thực hiện
kiểm tra và công nhận các chức danh tham gia công tác vận hành thị trường điện
cho Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia đáp ứng yêu cầu vận hành thị trường
bán buôn điện cạnh tranh theo các quy định có liên quan.
1. 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. Đơn vị phát điện tham gia thị trường điện
có trách nhiệm ký hợp đồng mua bán điện theo mẫu
do Bộ Công Thương ban hành áp dụng cho thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm hướng dẫn các đơn vị thành viên thị trường điện về trình tự,
thủ tục đăng ký tham gia thị trường điện theo quy định tại Thông tư này và nâng
cấp Trang thông tin điện tử thị trường điện để các đơn vị phát điện nộp hồ sơ
đăng ký tham gia thị trường điện theo hình thức trực tuyến.
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày
01 tháng 01 năm 2019.
2. Bãi bỏ Thông tư số 27/2009/TT-BCT ngày 25
tháng 9 năm 2009 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định đo đếm điện năng trong
thị trường phát điện cạnh tranh.
3. Bãi bỏ Thông tư số 18/2012/TT-BCT ngày 29
tháng 6 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định giám sát thị trường phát
điện cạnh tranh.
4. Bãi bỏ Thông tư số 28/2018/TT-BCT ngày 27
tháng 9 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát
điện cạnh tranh.
5. Trong quá trình thực hiện, nếu phát sinh
vướng mắc, tổ chức, cá nhân có trách nhiệm phản ánh về Bộ Công Thương để bổ
sung, sửa đổi cho phù hợp./.
|
Nơi nhận:
-
Văn
phòng Chính phủ (để đăng Công báo);
-
Bộ
Tư pháp (để theo dõi);
- Văn phòng Bộ ( để đăng Trang thông tin điện tử Bộ Công Thương);
- Vụ Pháp chế (để đăng tải CSDLQG về VBQPPL);
- Lưu:
VT, ĐTĐL.
|
XÁC THỰC VĂN BẢN
HỢP NHẤT
BỘ TRƯỞNG
Trần Tuấn Anh
|
PHỤ LỤC 1
MẪU BẢNG GIÁ TRẦN BẢN CHÀO CỦA NHÀ
MÁY NHIỆT ĐIỆN
(Ban
hành kèm theo Thông tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11 năm 2018 của Bộ
trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi,
bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014
của Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm
tra hợp đồng mua bán điện)
1. Tên nhà máy
điện:…………………………..
2. Thời gian áp dụng:
trong tháng…….năm…..
|
Tổ máy
|
Chi phí nhiên liệu,
VNĐ/BTU
|
Hệ số chi phí phụ,
%
|
Suất hao nhiệt,
BTU/kWh
|
Hệ số suy giảm hiệu
suất, %
|
KDC
|
Giá trần bản chào,
Đồng/kWh
|
|
Phân loại tổ máy
|
KDC
|
|
Tổ máy 1
|
..
|
|
..
|
..
|
Chạy nền
|
|
..
|
|
Tổ máy 2
|
..
|
|
..
|
..
|
Chạy lưng
|
|
..
|
|
Tổ máy 3
|
..
|
|
..
|
..
|
Chạy đỉnh
|
|
..
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
PHỤ LỤC 2
MẪU BẢN CHÀO
(Ban hành kèm theo Thông tư số 45 /2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11 năm 2018 của Bộ
trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi,
bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014
của Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm
tra hợp đồng mua bán điện)
|
Chu kỳ giao dịch
|
Ngày
|
Tháng
|
Năm
|
(Tên NMĐ)
|
(Tên tổ máy điện)
|
(Nhiên liệu)
|
Ngày
|
Tháng
|
Năm
|
(Tên NMĐ)
|
(Tên tổ máy điện)
|
(Nhiên liệu)
|
|
|
|
|
Giá chào (Đồng/kWh)
|
|
|
|
Giá chào (Đồng/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
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
..
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
..
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
..
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
..
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
..
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
..
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
..
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
..
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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 3
MẪU BẢNG KÊ THANH TOÁN NGÀY
(Ban
hành kèm theo Thông tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11 năm 2018 của Bộ
trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi,
bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014
của Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm
tra hợp đồng mua bán điện)
I. BẢNG KÊ ÁP DỤNG CHO ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN
1. Tên Công ty phát
điện: ___________
2. Tên nhà máy
điện:_______________
3. Ngày giao dịch
_________________
Bảng 1. BẢNG TỔNG HỢP
CÁC KHOẢN THANH TOÁN HÀNG NGÀY
|
|
Khoản thanh toán
|
Thành tiền
(Đồng)
|
|
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 KHOẢN
THANH TOÁN TÍNH THEO GIÁ ĐIỆN NĂNG THỊ TRƯỜNG
|
Chu kỳ giao
dịch
|
Sản lượng (MWh)
|
Giá điện năng thị
trường (Đồng/kWh)
|
Thành tiền (Đồng)
|
|
1
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
….
|
|
|
|
|
24 (48)
|
|
|
|
|
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, Đồng/kWh
|
Thành tiền, VNĐ
|
Dải công suất chào, MWh
|
Giá chào, Đồng/kWh
|
Thành tiền, VNĐ
|
Dải công suất chào, MWh
|
Giá chào, Đồng/kWh
|
Thành tiền, VNĐ
|
|
1
|
DQ1
|
P1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
DQ2
|
P2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
….
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
24 (48)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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, Đồng/kWh
|
Thành tiền, VNĐ
|
Sản lượng, MWh
|
Giá thanh toán, Đồng/kWh
|
Thành tiền, VNĐ
|
Sản lượng, MWh
|
Giá thanh toán, Đồng/kWh
|
Thành tiền, Đồng
|
|
1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
….
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
24 (48)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Tổng cộng
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bảng 5. BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN CÔNG SUẤT THỊ TRƯỜNG
|
Chu kỳ giao dịch
|
Sản lượng thanh
toán theo giá công suất (MWh)
|
Giá công suất thị
trường (Đồng/kWh)
|
Thành tiền Đồng
|
|
1
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
…
|
|
|
|
|
….
|
|
|
|
|
….
|
|
|
|
|
Tổng cộng
|
|
|
|
II. BẢNG
KÊ ÁP DỤNG CHO ĐƠN VỊ MUA BUÔN ĐIỆN
Bảng 6. BẢNG KÊ NGÀY
THANH TOÁN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY CỦA ĐƠN VỊ MUA BUÔN ĐIỆN l TỪ CÁC
NHÀ MÁY ĐIỆN ĐƯỢC PHÂN BỔ HỢP ĐỒNG GIỮA TẬP ĐOÀN ĐIỆN LỰC VIỆT NAM VÀ CÁC ĐƠN
VỊ MUA BUÔN ĐIỆN
|
Chu kỳ giao
dịch
|
Sản lượng
điện Qm1(l,i) (kWh)
|
Giá CFMP(i)
(Đồng/kWh)
|
Thành tiền Cm1(l,i)
Đồng
|
|
1
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
…
|
|
|
|
|
….
|
|
|
|
|
….
|
|
|
|
|
Tổng cộng
|
Qm1(l,D)
= SQm1(l,i)
|
|
TCm1(l,D)
= SCm1(l,i)
|
Bảng 7. BẢNG KÊ NGÀY
THANH TOÁN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY CỦA ĐƠN VỊ MUA BUÔN ĐIỆN l
NHÀ MÁY ĐIỆN g KÝ HỢP ĐỒNG TRỰC TIẾP
|
Chu kỳ giao
dịch
|
Sản lượng
điện Qm2(l,g,i) (kWh)
|
Giá CFMP(i)
(Đồng/kWh)
|
Thành tiền Cm2(l,g,i)
Đồng
|
|
1
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
…
|
|
|
|
|
….
|
|
|
|
|
…
|
|
|
|
|
Tổng cộng
|
Qm2(l,g,D)
= SQm2(l,g,i)
|
|
Cm2(l,g,D)
= SCm2(l,g,i)
|
PHỤ LỤC 4
MẪU BẢNG KÊ THANH TOÁN THÁNG
(Ban
hành kèm theo Thông tư số 45 /2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11 năm 2018 của Bộ
trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi,
bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014
của Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm
tra hợp đồng mua bán điện)
I. BẢNG KÊ ÁP DỤNG CHO ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN
1. Tên Công ty phát
điện:
2. Tên nhà máy điện:
3. Chu kỳ thanh toán:
Bảng 1. BẢNG TỔNG HỢP
CÁC KHOẢN THANH TOÁN THÁNG___
|
|
Khoản thanh toán
|
Thành tiền Đồng
|
|
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 (Đồng)
|
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 SẢN LƯỢNG THEO GIÁ CÔNG
SUẤT THỊ TRƯỜNG TRONG THÁNG
|
Ngày giao dịch
|
Thanh toán công
suất
thị trường, (Đồng)
|
|
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)
II. BẢNG
KÊ THANH TOÁN THÁNG TRÊN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY CỦA ĐƠN VỊ MUA BUÔN ĐIỆN
Bảng 4. BẢNG KÊ THÁNG THANH TOÁN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO
NGAY CỦA ĐƠN VỊ MUA BUÔN ĐIỆN l TỪ CÁC NHÀ MÁY ĐIỆN ĐƯỢC PHÂN BỔ HỢP
ĐỒNG
|
Ngày giao dịch
|
Khoản thanh toán
thị trường giao điện ngay mua từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng Cm1(l,D)
(Đồng)
|
|
1
|
|
|
2
|
|
|
…
|
|
|
….
|
|
|
31
|
|
|
Tổng cộng
|
TCm1(l,M)= SCm1(l,D)
|
Bảng 5. BẢNG KÊ THÁNG
THANH TOÁN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY CỦA ĐƠN VỊ MUA BUÔN ĐIỆN
l NHÀ MÁY ĐIỆN KÝ HỢP ĐỒNG TRỰC TIẾP
|
Ngày giao dịch
|
Khoản thanh toán
thị trường điện giao ngay mua từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng Cm2(l,g,D)
(Đồng)
|
Sản lượng điện mua
theo giá thị trường từ nhà máy điện ký hợp đồng trực tiếp Qm2(l,g,D)
(kWh)
|
Thành
phần hiệu chỉnh giá thị trường điện giao ngay áp dụng cho đơn vị
mua buôn điện của nhà máy điện g UpliftM (g) (Đồng/kWh)
|
Tổng chi phí mua
điện theo giá thị trường điện giao ngay của ĐVMB l từ NMĐ g - TCm2(l,g,M)
(Đồng)
|
|
1
|
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
|
…
|
|
|
|
|
|
….
|
|
|
|
|
|
31
|
|
|
|
|
|
Tổng cộng
|
SCm2(l,g,D)
|
Qm2(l,g,M)
= SQm2(l,g,D)
|
UpliftM(g)
|
TCm2(l,g,M)
= SCm2(l,g,D)
+ Qm2(l,g,M)* UpliftM(g)
|
PHỤ LỤC 6[40]
MẪU BÁO CÁO CÔNG TÁC VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 24
/2019/TT-BCT ngày 14 tháng 11 năm 2019 của Bộ trưởng Bộ Công
Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15
tháng 11 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán
buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số
56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ
trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự
kiểm tra hợp đồng mua bán điện)
|
STT
|
TÊN
MẪU BÁO CÁO
|
|
Mẫu 01
|
Báo cáo vận hành thị
trường điện tháng của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện
|
|
Mẫu 02
|
Báo cáo vận hành thị
trường điện năm của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện
|
|
Mẫu 03
|
Báo
cáo vận hành thị trường điện năm của Đơn vị
phát điện trực tiếp giao dịch
|
|
Mẫu 04
|
Báo cáo
vận hành thị trường điện năm của Đơn vị
mua điện
|
Mẫu 01
|
CƠ QUAN
CẤP TRÊN
TRỰC TIẾP (nếu có)
(TÊN ĐƠN VỊ BÁO CÁO)
|
CỘNG
HOÀ XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
------------
|
|
Số: …/…
|
…, ngày
… tháng … năm…
|
BÁO CÁO
Về việc vận hành thị trường điện tháng ….
Kính
gửi: Cục Điều tiết điện lực
Các nội dung báo cáo:
1. Cơ cấu các nhà máy điện
tham gia thị trường điện.
2. Công tác lập kế hoạch
thị trường điện, lập lịch huy động các nhà máy điện, điều độ thời gian thực.
3. Giá thị trường điện
(khâu phát điện, khâu mua điện).
4. Công
tác tính toán thanh toán và xác nhận các bảng
kê thanh toán thị trường điện.
5. Doanh thu trên thị
trường điện các nhà máy điện và chi phí mua điện của các đơn vị mua buôn điện.
6. Tình hình thu thập số
liệu đo đếm, vận hành các hệ thống công nghệ thông tin phục vụ thị trường điện
và hệ thống điện và công tác công bố thông tin thị trường điện khâu phát điện
và khâu mua điện.
7. Các vướng mắc và kiến
nghị của đơn vị.
|
Nơi nhận:
-
Như trên;
- …
|
LÃNH
ĐẠO ĐƠN VỊ
(Ký tên, đóng dấu)
|
Mẫu 02
|
CƠ QUAN
CẤP TRÊN
TRỰC TIẾP (nếu có)
(TÊN ĐƠN VỊ BÁO CÁO)
|
CỘNG
HOÀ XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
------------
|
|
Số: …/…
|
…, ngày
… tháng … năm…
|
BÁO CÁO
Về việc vận hành thị trường điện năm ….
Kính
gửi: Cục Điều tiết điện lực
Các nội dung báo cáo:
1. Cơ cấu các nhà máy điện
tham gia thị trường điện.
2. Công tác lập kế hoạch
thị trường điện, lập lịch huy động các nhà máy điện, điều độ thời gian thực.
3. Giá thị trường điện
(khâu phát điện, khâu mua điện).
4. Công
tác tính toán thanh toán và xác nhận các bảng
kê thanh toán thị trường điện.
5. Doanh thu trên thị
trường điện các nhà máy điện và chi phí mua điện của các đơn vị mua buôn điện.
6. Tình hình thu thập số
liệu đo đếm, vận hành các hệ thống công nghệ thông tin phục vụ thị trường điện
và hệ thống điện và công tác công bố thông tin thị trường điện khâu phát điện
và khâu mua điện.
7. Các vướng mắc và kiến
nghị của đơn vị.
|
Nơi nhận:
-
Như trên;
- …
|
LÃNH
ĐẠO ĐƠN VỊ
(Ký tên, đóng dấu)
|
Mẫu 03
|
CƠ QUAN
CẤP TRÊN
TRỰC TIẾP (nếu có)
(TÊN ĐƠN VỊ BÁO CÁO)
|
CỘNG
HOÀ XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
------------
|
|
Số: …/…
|
…, ngày
… tháng … năm…
|
BÁO CÁO
Về việc vận hành thị trường điện năm ….
Kính
gửi: Cục Điều tiết điện lực
Các nội dung báo cáo:
1. Đánh giá về việc thực
hiện các quy định thị trường điện.
2. Kết quả về sản lượng và
doanh thu của đơn vị.
3. Các vướng mắc và kiến
nghị của đơn vị.
|
Nơi nhận:
-
Như trên;
- …
|
LÃNH
ĐẠO ĐƠN VỊ
(Ký tên, đóng dấu)
|
Mẫu 04
|
CƠ QUAN
CẤP TRÊN
TRỰC TIẾP (nếu có)
(TÊN ĐƠN VỊ BÁO CÁO)
|
CỘNG
HOÀ XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
------------
|
|
Số: …/…
|
…, ngày
… tháng … năm…
|
BÁO CÁO
Về việc vận hành thị trường điện năm ….
Kính
gửi: Cục Điều tiết điện lực
Các nội dung báo cáo:
1. Đánh giá về việc thực
hiện các quy định thị trường điện.
2. Công tác cung cấp và
xác nhận các số liệu đo đếm.
3. Công tác dự báo phụ
tải.
4. Công tác các bảng kê thanh toán thị trường điện.
5. Kết quả chi phí mua
điện trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh.
6. Các vướng mắc và kiến
nghị của đơn vị.
|
Nơi nhận:
-
Như trên;
- …
|
LÃNH
ĐẠO ĐƠN VỊ
(Ký tên, đóng dấu)
|