|
BỘ CÔNG
THƯƠNG
--------
|
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ
NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số: 11/VBHN-BCT
|
Hà Nội,
ngày 05
tháng
9
năm
2017
|
THÔNG TƯ
QUY
ĐỊNH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH
Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10
năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện
cạnh tranh, được sửa đổi, bổ sung một số điều bởi:
1. Thông tư số 21/2015/TT-BCT ngày 23 tháng 6
năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá dịch vụ
phụ trợ hệ thống điện, trình tự kiểm tra hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ
thống điện, có hiệu lực kể từ ngày 07 tháng 8 năm 2015;
2. Thông tư số 51/2015/TT-BCT ngày 29 tháng
12 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông
tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy
định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư số 56/2014/TT-BCT
ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xây
dựng giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện, có hiệu lực kể từ
ngày 01 tháng 01 năm 2016;
3. Thông tư số 13/2017/TT-BCT ngày 03 tháng 8
năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư
số 56/2014/TT-BCT quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm
tra hợp đồng mua bán điện; Thông tư số 30/2014/TT-BCT quy định vận hành thị
trường phát điện cạnh tranh và Thông tư số 57/2014/TT-BCT quy định phương pháp,
trình tự xây dựng và ban hành khung giá phát điện, có hiệu lực kể từ ngày 19
tháng 9 năm 2017.
Căn cứ Nghị định số 95/2012/NĐ-CP ngày 12
tháng 11 năm 2012 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ
cấu tổ chức của Bộ Công Thương;
Căn cứ Luật Điện lực ngày 03 tháng 12 năm
2004; Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực ngày 20 tháng 11 năm
2012;
Căn cứ Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg ngày 08
tháng 11 năm 2013 của Thủ tướng Chính phủ quy định về lộ trình, các điều kiện
và cơ cấu ngành điện để hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực
tại Việt Nam;
Theo đề nghị của Cục trưởng Cục Điều tiết
điện lực;
Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư
quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh.[1]
Chương I
QUY ĐỊNH
CHUNG
Điều 1. Phạm vi điều
chỉnh
Thông tư này quy định về vận hành thị trường
phát điện cạnh tranh (sau đây viết tắt là thị trường điện) và trách nhiệm của
các đơn vị tham gia thị trường điện.
Điều 2. Đối tượng áp
dụng
Thông tư này áp dụng đối với các đơn vị tham
gia thị trường điện sau đây:
1. Đơn vị mua buôn duy nhất.
2. Đơn vị phát điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện.
4. Đơn vị truyền tải điện.
5. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng.
6. Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Điều 3. Giải thích từ
ngữ
Trong Thông tư này, các thuật ngữ dưới đây được
hiểu như sau:
1. Bản chào giá là bản chào bán điện
năng lên thị trường điện của mỗi tổ máy, được đơn vị chào giá nộp cho Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo mẫu bản chào giá quy định tại Thông
tư này.
2. Bản chào giá lập lịch là bản chào
giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chấp nhận để lập lịch
huy động ngày tới, giờ tới.
3. Bảng kê thanh toán là bảng tính
toán các khoản thanh toán cho nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện
được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập cho mỗi ngày giao
dịch và cho mỗi chu kỳ thanh toán.
4. Can thiệp vào thị trường điện là
hành động thay đổi chế độ vận hành bình thường của thị trường điện mà Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải áp dụng để xử lý các tình huống
quy định tại Khoản 1 Điều 59 Thông tư này.
5. Chu kỳ giao dịch là khoảng thời
gian 01 giờ tính từ phút đầu tiên của mỗi giờ.
6. Chu kỳ thanh toán là chu kỳ lập
chứng từ, hóa đơn cho các khoản giao dịch trên thị trường điện trong khoảng
thời gian 01 tháng, tính từ ngày mùng một hàng tháng.
7. Công suất công bố là mức công suất
sẵn sàng lớn nhất của tổ máy phát điện được các đơn vị chào giá hoặc Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát điện ký hợp đồng cung cấp
dịch vụ phụ trợ công bố theo lịch vận hành thị trường điện.
8. Công suất điều độ là mức công suất
của tổ máy phát điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện huy
động thực tế trong chu kỳ giao dịch.
9. Công suất huy động giờ tới là mức
công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho giờ đầu tiên trong
lịch huy động giờ tới.
10. Công suất huy động ngày tới là mức
công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho các chu kỳ giao dịch
trong lịch huy động ngày tới theo kết quả lập lịch có ràng buộc.
11. Công suất phát tăng thêm là phần
công suất chênh lệch giữa công suất điều độ và công suất được sắp xếp trong
lịch tính giá thị trường của tổ máy phát điện.
12. Công suất thanh toán là mức công
suất của tổ máy nằm trong lịch công suất hàng giờ và được thanh toán giá công
suất thị trường.
13. Dịch vụ phụ trợ là các dịch vụ điều
chỉnh tần số, dự phòng quay, dự phòng khởi động nhanh, dự phòng nguội, vận hành
phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện, điều chỉnh điện áp và khởi động
đen.
14. Điện năng phát tăng thêm là lượng
điện năng phát của tổ máy phát điện do được huy động tương ứng với công suất
phát tăng thêm.
15. Đơn vị chào giá là các đơn vị trực
tiếp nộp bản chào giá trong thị trường điện, bao gồm các đơn vị phát điện hoặc
các nhà máy điện được đăng ký chào giá trực tiếp và đơn vị đại diện chào giá
cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.
16. Đơn vị mua buôn duy nhất là đơn vị
mua điện duy nhất trong thị trường điện, có chức năng mua toàn bộ điện năng qua
thị trường điện và qua hợp đồng mua bán điện.
17. Đơn vị phát điện là đơn vị sở hữu
một hoặc nhiều nhà máy điện tham gia thị trường điện và ký hợp đồng mua bán
điện cho các nhà máy điện này với Đơn vị mua buôn duy nhất.
18. Đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch
là đơn vị phát điện có nhà máy điện không được chào giá trực tiếp trên thị
trường điện.
19. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch
là đơn vị phát điện có nhà máy điện được chào giá trực tiếp trên thị trường
điện.
20. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện
năng là đơn vị cung cấp, lắp đặt, quản lý vận hành hệ thống thu thập, xử
lý, lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và mạng đường truyền thông tin phục vụ thị
trường điện.
21. Đơn vị truyền tải điện là đơn vị
điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực truyền tải điện, chịu
trách nhiệm quản lý, vận hành lưới điện truyền tải quốc gia.
22. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện là đơn vị chỉ huy điều khiển quá trình phát điện, truyền tải
điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia, điều hành giao dịch thị
trường điện.
23. Giá công suất thị trường là mức
giá cho một đơn vị công suất tác dụng xác định cho mỗi chu kỳ giao dịch, áp
dụng để tính toán khoản thanh toán công suất cho các đơn vị phát điện trong thị
trường điện.
24. Giá sàn bản chào là mức giá thấp
nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy phát điện trong bản chào
giá ngày tới.
25. Giá điện năng thị trường là mức
giá cho một đơn vị điện năng xác định cho mỗi chu kỳ giao dịch, áp dụng để tính
toán khoản thanh toán điện năng cho các đơn vị phát điện trong thị trường điện.
26. Giá thị trường điện toàn phần là
tổng giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường của mỗi chu kỳ giao
dịch.
27. Giá trần bản chào là mức giá cao
nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy phát điện trong bản chào
giá ngày tới.
28. Giá trần thị trường điện là mức
giá điện năng thị trường cao nhất được xác định cho từng năm.
29. Giá trị nước là mức giá biên kỳ
vọng tính toán cho lượng nước tích trong các hồ thủy điện khi được sử dụng để
phát điện thay thế cho các nguồn nhiệt điện trong tương lai, tính quy đổi cho
một đơn vị điện năng.
30. Hệ số suy giảm hiệu suất là chỉ số
suy giảm hiệu suất của tổ máy phát điện theo thời gian vận hành.
31. Hệ số tải trung bình năm hoặc tháng
là tỷ lệ giữa tổng sản lượng điện năng phát trong 01 năm hoặc 01 tháng và tích
của tổng công suất đặt với tổng số giờ tính toán hệ số tải năm hoặc tháng.
32. Hệ thống thông tin thị trường điện
là hệ thống các trang thiết bị và cơ sở dữ liệu phục vụ quản lý, trao đổi thông
tin thị trường điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quản
lý.
33. Hợp đồng mua bán điện là văn bản
thỏa thuận mua bán điện giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện
hoặc mua bán điện với nước ngoài.
34. Hợp đồng mua bán điện dạng sai khác
là hợp đồng mua bán điện ký kết giữa Đơn vị mua buôn duy nhất với các đơn vị
phát điện trực tiếp giao dịch theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
35. Lập lịch có ràng buộc là việc sắp
xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương pháp tối thiểu chi phí mua
điện có xét đến các ràng buộc kỹ thuật trong hệ thống điện.
36. Lập lịch không ràng buộc là việc
sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương pháp tối thiểu chi phí
mua điện không xét đến các ràng buộc trong hệ thống điện.
37. Lịch công suất là lịch do Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập sau vận hành để xác định lượng
công suất thanh toán trong từng chu kỳ giao dịch.
38. Lịch huy động giờ tới là lịch huy
động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ cho chu kỳ
giao dịch tới và ba chu kỳ giao dịch liền kề sau đó do Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện lập.
39. Lịch huy động ngày tới là lịch huy
động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ cho các
chu kỳ giao dịch của ngày giao dịch tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện lập.
40. Lịch tính giá điện năng thị trường
là lịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập sau ngày giao
dịch hiện tại để xác định giá điện năng thị trường cho từng chu kỳ giao dịch.
41. Mô hình mô phỏng thị trường điện
là hệ thống các phần mềm mô phỏng huy động các tổ máy phát điện và tính giá
điện năng thị trường được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử
dụng trong lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần.
42. Mô hình tính toán giá trị nước là
hệ thống các phần mềm tối ưu thủy nhiệt điện để tính toán giá trị nước được Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận
hành năm, tháng và tuần.
43. Mức nước giới hạn là mức nước
thượng lưu thấp nhất của hồ chứa thủy điện cuối mỗi tháng trong năm hoặc cuối
mỗi tuần trong tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính
toán và công bố theo Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung
hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định
hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
44. Mức nước tối ưu là mức nước thượng
lưu của hồ chứa thủy điện vào thời điểm cuối mỗi tháng hoặc cuối mỗi tuần, đảm
bảo việc sử dụng nước cho mục đích phát điện đạt hiệu quả cao nhất và đáp ứng
các yêu cầu ràng buộc, do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính
toán và công bố.
45. Năm N là năm hiện tại vận hành thị
trường điện, được tính theo năm dương lịch.
46. Ngày D là ngày giao dịch hiện tại.
47. Ngày giao dịch là ngày diễn ra các
hoạt động giao dịch thị trường điện, tính từ 00h00 đến 24h00 hàng ngày.
48. Nhà máy điện BOT là nhà máy điện
được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao thông qua hợp
đồng giữa nhà đầu tư và cơ quan nhà nước có thẩm quyền.
49. Nhà máy điện mới tốt nhất là nhà
máy nhiệt điện mới đưa vào vận hành có giá phát điện bình quân tính toán cho
năm tới thấp nhất và giá hợp đồng mua bán điện được thỏa thuận căn cứ theo
khung giá phát điện cho nhà máy điện chuẩn do Bộ Công Thương ban hành. Nhà máy
điện mới tốt nhất được lựa chọn hàng năm để sử dụng trong tính toán giá công
suất thị trường.
50. [2] Nhà máy thủy điện
chiến lược đa mục tiêu là nhà máy thủy điện được quy định tại
Quyết định số 2012/QĐ-TTg ngày 24 tháng 10 năm 2016 của Thủ tướng Chính phủ
phê duyệt danh mục nhà máy điện lớn có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế -
xã hội, quốc phòng, an ninh và Quyết định số 4712/QĐ-BCT ngày 02 tháng 12 năm
2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt 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.
51. Nhóm nhà máy thủy điện bậc thang
là tập hợp các nhà máy thủy điện, trong đó lượng nước xả từ hồ chứa của nhà máy
thủy điện bậc thang trên chiếm toàn bộ hoặc phần lớn lượng nước về hồ chứa nhà
máy thủy điện bậc thang dưới và giữa hai nhà máy điện này không có hồ chứa điều
tiết nước lớn hơn 01 tuần.
52. Phần mềm lập lịch huy động là hệ
thống phần mềm được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng để
lập lịch huy động ngày tới và giờ tới cho các tổ máy phát điện trong thị trường
điện.
53. Phụ tải hệ thống là tổng sản lượng
điện năng của toàn hệ thống điện tính quy đổi về đầu cực các tổ máy phát điện
và sản lượng điện năng nhập khẩu trong một chu kỳ giao dịch trừ đi sản lượng
của các nhà máy phát điện có tổng công suất đặt nhỏ hơn hoặc bằng 30 MW không
tham gia thị trường điện và sản lượng của các nhà máy thủy điện bậc thang trên
cùng một dòng sông thuộc một đơn vị phát điện có tổng công suất đặt nhỏ hơn
hoặc bằng 60 MW (đáp ứng tiêu chuẩn áp dụng biểu giá chi phí tránh được).
54. Sản lượng đo đếm là lượng điện
năng đo đếm được của nhà máy điện tại vị trí đo đếm.
55. Sản lượng hợp đồng giờ là sản
lượng điện năng được phân bổ cho từng chu kỳ giao dịch và được thanh toán theo
hợp đồng mua bán điện dạng sai khác.
56. Sản lượng hợp đồng năm là sản
lượng điện năng cam kết hàng năm trong hợp đồng mua bán điện dạng sai khác.
57. Sản lượng hợp đồng tháng là sản
lượng điện năng được phân bổ từ sản lượng hợp đồng năm cho từng tháng.
58. Sản lượng kế hoạch năm là sản
lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động trong năm tới.
59. Sản lượng kế hoạch tháng là sản
lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động các tháng trong năm.
60. Suất hao nhiệt là lượng nhiệt năng
tiêu hao của tổ máy hoặc nhà máy điện để sản xuất ra một đơn vị điện năng.
61. Thanh toán phát ràng buộc
là khoản thanh toán mà Đơn vị phát điện được nhận cho lượng điện năng phát tăng
thêm.
62. Thành viên tham gia thị trường điện
là các đơn vị tham gia vào các hoạt động giao dịch hoặc cung cấp dịch vụ trên
thị trường điện, quy định tại Điều 2 Thông tư này.
63. Tháng M là tháng hiện tại vận hành
thị trường điện, được tính theo tháng dương lịch.
64. Thiếu công suất là tình huống khi tổng
công suất công bố của tất cả các Đơn vị phát điện nhỏ hơn nhu cầu phụ tải hệ
thống dự báo trong một chu kỳ giao dịch.
65. Thông tin bảo mật là các thông tin
mật theo quy định của pháp luật hoặc theo thỏa thuận giữa các bên.
66. Thông tin thị trường là toàn bộ dữ
liệu và thông tin liên quan đến các hoạt động của thị trường điện.
67. Thời điểm chấm dứt chào giá là
thời điểm mà sau đó các đơn vị phát điện không được phép thay đổi bản chào giá
ngày tới, trừ các trường hợp đặc biệt được quy định trong Thông tư này. Trong
thị trường điện, thời điểm chấm dứt chào giá là 11h30 của ngày D-1.
68. Thứ tự huy động là kết quả sắp xếp
các dải công suất trong bản chào theo nguyên tắc về giá từ thấp đến cao có xét
đến các ràng buộc của hệ thống điện.
69. Thừa công suất là tình huống khi
tổng lượng công suất được chào ở mức giá sàn của các đơn vị phát điện trực tiếp
giao dịch và công suất dự kiến huy động của các nhà máy điện thuộc các đơn vị
phát điện gián tiếp giao dịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
công bố trong chu kỳ giao dịch lớn hơn phụ tải hệ thống dự báo.
70. Tổng số giờ tính toán hệ số tải năm
là tổng số giờ của cả năm N đối với các tổ máy đã vào vận hành thương mại từ
năm N-1 trở về trước hoặc là tổng số giờ tính từ thời điểm vận hành thương mại
của tổ máy đến hết năm đối với các tổ máy đưa vào vận hành thương mại trong năm
N, trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế hoạch đã được phê duyệt trong
năm N.
71. Tổng số giờ tính toán hệ số tải tháng
là tổng số giờ của cả tháng M đối với các tổ máy đã vào vận hành thương mại từ
tháng M-1 trở về trước hoặc là tổng số giờ tính từ thời điểm vận hành thương
mại của tổ máy đến hết tháng đối với các tổ máy đưa vào vận hành trong tháng M,
trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế hoạch đã được phê duyệt trong
tháng M.
72. Tổ máy khởi động chậm là tổ máy
phát điện không có khả năng khởi động và hòa lưới trong thời gian nhỏ hơn 30
phút.
73. Tuần T là tuần hiện tại vận hành
thị trường điện.
74. Vị trí đo đếm là vị trí đặt hệ
thống đo đếm điện năng để xác định sản lượng điện năng giao nhận phục vụ thanh
toán thị trường điện giữa Đơn vị phát điện và đơn vị mua buôn điện duy nhất
theo quy định tại Thông tư số 27/2009/TT-BCT ngày 27 tháng 9 năm 2009 quy định
đo đếm điện năng trong thị trường phát điện cạnh tranh và theo hợp đồng mua bán
điện giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn duy nhất.
Chương II
ĐĂNG KÝ
THAM GIA THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 4. Trách nhiệm
tham gia thị trường điện
1. Nhà máy điện có giấy phép hoạt động điện
lực trong lĩnh vực phát điện, có công suất đặt lớn hơn 30 MW đấu nối vào hệ
thống điện quốc gia, trừ các nhà máy điện quy định tại Khoản 3 Điều này, có
trách nhiệm tham gia thị trường điện chậm nhất là 06 tháng đối với nhà máy thủy
điện và 12 tháng đối với nhà máy nhiệt điện kể từ ngày vận hành thương mại của
nhà máy điện.
2. Nhà máy điện có công suất đặt đến 30 MW,
đấu nối lưới điện cấp điện áp từ 110 kV trở lên, trừ các nhà máy điện quy định
tại Khoản 3 Điều này, được quyền lựa chọn tham gia thị trường điện. Trường hợp
lựa chọn tham gia thị trường điện, nhà máy điện phải đáp ứng các yêu cầu sau:
a) Chuẩn bị cơ sở hạ tầng theo quy định tại Khoản
5 Điều này;
b) Hoàn thiện và nộp hồ sơ đăng ký tham gia
thị trường điện theo quy định tại Khoản 2 và Khoản 3 Điều 5 và Khoản
1 Điều 6 Thông tư này;
c) Tuân thủ các yêu cầu đối với đơn vị phát
điện tham gia thị trường điện theo quy định tại Thông tư này và các văn bản quy
phạm pháp luật có liên quan.
3.[3] Các nhà máy
điện không tham gia thị trường điện bao gồm:
a) Các nhà máy điện
BOT (đã ký kết hợp đồng hoặc đã thỏa thuận xong hợp đồng nguyên tắc);
b) Nhà máy điện sử dụng
năng lượng tái tạo, trừ thủy điện;
c) Nhà máy điện tuabin khí có các
ràng buộc phải
sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí để đảm bảo lợi ích quốc gia;
d) Nhà máy điện thuộc khu công
nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia mà đã ký hợp đồng
mua bán điện trước ngày 01 tháng 01 năm 2016 và hợp đồng mua bán điện này còn
hiệu lực đến sau ngày 01 tháng 01 năm 2016.
3a.[4] Nhà máy
điện BOT không thuộc trường hợp quy định tại Điểm a Khoản 3 Điều này, nhà máy
điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc
gia không thuộc trường hợp quy định tại Điểm d Khoản 3 Điều này có trách nhiệm
chuẩn bị
cơ sở hạ tầng theo quy định tại Khoản 5 Điều này và
tham gia thị trường điện theo quy định tại Khoản 1 Điều này.
4. Trước ngày 01 tháng 11 năm N-1, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và báo cáo Cục Điều tiết
điện lực danh sách các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch, các đơn vị phát
điện gián tiếp giao dịch và các đơn vị phát điện không tham gia thị trường điện
theo quy định tại Khoản 3 Điều này trong năm N để công bố cho các thành viên
tham gia thị trường điện.
5. Các nhà máy điện tham gia thị trường điện
có trách nhiệm đầu tư, hoàn thiện hệ thống trang thiết bị để đấu nối vào hệ
thống thông tin thị trường điện, hệ thống SCADA/EMS và hệ thống đo đếm điện
năng đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện.
6. Trường hợp nhà máy điện đáp ứng đủ điều
kiện nhưng chưa tham gia thị trường điện theo quy định tại Khoản 1 Điều này:
a) Trước ngày 25 hàng tháng, nhà máy điện có
trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực đồng thời gửi cho Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện, Đơn vị mua buôn duy nhất tiến độ đầu tư, hoàn
thành các hạng mục đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện;
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tiếp tục lập lịch và công bố biểu đồ huy động công
suất cho nhà máy điện;
c) Nhà máy điện được tạm thanh toán toàn bộ
sản lượng thực tế đã phát trong chu kỳ thanh toán với giá bằng 90% giá hợp đồng
mua bán điện đã ký kết giữa hai bên. Số tiền điện chênh lệch (10% còn lại) được
quyết toán trong chu kỳ thanh toán của tháng đầu tiên khi nhà máy trực tiếp
tham gia chào giá trên thị trường điện.
Điều 5. Hồ sơ đăng ký
tham gia thị trường điện
1. Trước 02 tháng kể từ thời điểm chậm nhất
phải tham gia thị trường điện theo quy định tại Khoản 1 Điều 4 Thông
tư này, Đơn vị phát điện có trách nhiệm hoàn thiện hồ sơ đăng ký tham gia
thị trường điện đối với từng nhà máy điện.
1a.[5] Đơn vị
phát điện có trách nhiệm nộp hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện đối với từng
nhà máy điện về Cục Điều tiết điện lực theo một trong các hình thức sau:
a) Đăng ký theo hình thức trực tuyến tại địa chỉ
sau:
http://thamgiathitruongdien.dvctt.gov.vn;
b) Gửi qua đường
bưu điện;
c) Nộp trực tiếp tại trụ sở Cục Điều tiết
điện lực.
2. Hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện bao
gồm:
a) Bản đăng ký tham gia thị trường điện,
trong đó ghi rõ tên, địa chỉ của Đơn vị phát điện, nhà máy điện;
b) Bản sao Giấy phép hoạt động điện lực trong
lĩnh vực phát điện;
c) Tài liệu nghiệm thu đưa vào vận hành các
hệ thống theo quy định tại Khoản 5 Điều 4 Thông tư này;
d) Các thông tin cần thiết khác theo quy định
tại Quy trình đăng ký tham gia thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban
hành.
3.[6] Số lượng
hồ sơ
a) 01 bộ đối với đăng ký
theo hình thức đăng ký trực tuyến;
b) 02 bộ đối với đăng ký
qua đường bưu điện hoặc đăng ký trực tiếp tại trụ sở Cục Điều tiết điện lực.
Điều 6. Phê duyệt hồ
sơ đăng ký tham gia thị trường điện
1.[7] (được bãi bỏ)
2.[8] Cục Điều tiết điện lực tiếp nhận hồ sơ, kiểm
tra tính đầy đủ và hướng dẫn bổ sung hoàn thiện hồ sơ ngay khi nhận hồ sơ trong
trường hợp hồ sơ nộp trực tiếp hoặc trong thời hạn 02 ngày làm việc kể từ ngày
nhận được hồ sơ trong trường hợp tiếp nhận hồ sơ qua đường bưu điện hoặc đăng
ký theo hình thức trực tuyến.
3.[9] Trong thời hạn 02 ngày làm việc kể từ ngày
nhận được hồ sơ đầy đủ, Cục Điều tiết điện lực gửi 01 bộ hồ sơ (gửi văn bản
hoặc theo hình thức trực tuyến) cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện.
4. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày
nhận được hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm trả lời Cục Điều tiết điện lực bằng văn bản
về việc xác nhận khả năng và thời điểm tham gia thị trường điện của nhà máy
điện.
5. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày
nhận được văn bản từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Cục Điều
tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức đánh giá hồ sơ:
a) Trường hợp hồ sơ hợp lệ, Cục Điều tiết
điện lực ban hành quyết định phê duyệt tham gia thị trường điện, gửi trực tiếp
hoặc qua đường bưu điện tới Đơn vị phát điện và thông báo cho Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện;
b) [10] Trường hợp hồ
sơ không hợp lệ:
-
Cục Điều tiết điện lực gửi văn bản theo hình thức trực tuyến hoặc gửi qua đường
bưu điện tới Đơn vị phát điện nêu rõ trường hợp hồ sơ không hợp lệ và yêu
cầu Đơn vị phát điện giải trình, hoàn thiện hồ sơ;
-
Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày Đơn vị phát điện nhận được văn bản
yêu cầu, Đơn vị phát điện gửi Cục Điều tiết điện lực bằng hình thức gửi trực
tiếp
hoặc trực tuyến hoặc qua đường bưu điện văn bản giải trình và
hồ sơ hoàn thiện;
- Trong thời hạn 03 ngày làm việc kể từ
ngày nhận được hồ sơ đầy đủ của Đơn vị phát điện, Cục Điều tiết điện lực có
trách nhiệm tổ chức đánh giá hồ sơ theo quy định tại Khoản này.
Điều 7. Thông tin
thành viên tham gia thị trường điện
1. Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị mua buôn
duy nhất và Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm đăng ký các
thông tin chung về đơn vị cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lưu trữ thông tin đăng ký, cập nhật các thay đổi về
thông tin đăng ký của các thành viên tham gia thị trường điện.
3. Thành viên tham gia thị trường điện có
trách nhiệm thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện khi
có sự thay đổi các thông tin đã đăng ký.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm công bố thông tin đăng ký của các thành viên tham
gia thị trường điện và các thông tin đăng ký đã thay đổi.
Điều 8. Đình chỉ và
khôi phục quyền tham gia thị trường điện của nhà máy điện
1. Nhà máy điện bị đình chỉ quyền tham gia
thị trường điện trong các trường hợp sau:
a) Không thực hiện đầy đủ các quy định tại Khoản 5 Điều 4 Thông tư này;
b) Có một trong các hành vi vi phạm sau đây:
- Không cung cấp thông tin hoặc cung cấp
thông tin không chính xác cho việc lập kế hoạch vận hành thị trường điện và
lịch huy động các tổ máy trong hệ thống điện;
- Không cung cấp thông tin hoặc cung cấp
thông tin không chính xác cho việc giải quyết tranh chấp và xử lý vi phạm trên
thị trường phát điện cạnh tranh theo quy định của pháp luật;
- Thỏa thuận trực tiếp hoặc gián tiếp với các
đơn vị khác trong việc hạn chế hoặc kiểm soát công suất chào bán trên thị
trường nhằm tăng giá điện năng thị trường giao ngay và làm ảnh hưởng đến an
ninh cung cấp điện;
- Thỏa thuận với các Đơn vị phát điện khác
trong việc chào giá để được lập lịch huy động;
- Thoả thuận với Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện trong việc chào giá để được lập lịch huy động không
đúng quy định;
- Các hành vi vi phạm khác gây hậu quả nghiêm
trọng về đảm bảo an ninh cung cấp điện hoặc về tài chính cho các đơn vị khác
trong thị trường điện.
2. Cục Điều tiết điện lực có quyền đình chỉ
quyền tham gia thị trường điện của nhà máy điện có hành vi vi phạm quy định tại
Khoản 1 Điều này. Trình tự và thủ tục đình chỉ quyền tham gia thị trường của
nhà máy điện được quy định tại Điều 113 Thông tư này.
3. Trong thời gian nhà máy điện bị đình chỉ
quyền tham gia thị trường điện:
a) Đơn vị phát điện hoặc nhà máy điện không
được chào giá trực tiếp trên thị trường điện nhưng phải tuân thủ các quy định
khác của Thông tư này;
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lập lịch và công bố biểu đồ huy động công suất cho
nhà máy điện bị đình chỉ quyền tham gia thị trường điện. Nhà máy được tạm thanh
toán toàn bộ sản lượng thực tế đã phát trong chu kỳ thanh toán với giá bằng 90%
giá hợp đồng mua bán điện đã ký kết giữa hai bên. Số tiền điện chênh lệch (10%
còn lại) được quyết toán trong chu kỳ thanh toán của tháng đầu tiên khi nhà máy
được khôi phục lại quyền tham gia thị trường điện.
4. Nhà máy điện bị đình chỉ được khôi phục
quyền tham gia thị trường điện khi đáp ứng các điều kiện sau:
a) Khi hết thời hạn đình chỉ quyền tham gia
thị trường điện;
b) Đã hoàn thành các nghĩa vụ quy định trong
quyết định đình chỉ quyền tham gia thị trường điện.
5. Khi đã đáp ứng đủ các điều kiện quy định
tại Khoản 4 Điều này, nhà máy điện có trách nhiệm gửi văn bản đề nghị khôi phục
quyền tham gia thị trường điện kèm theo các tài liệu chứng minh tới Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm kiểm tra và báo cáo Cục Điều tiết điện lực cho phép
nhà máy điện được tham gia thị trường điện.
6. Trong trường hợp thời hạn đình chỉ quyền
tham gia thị trường điện kết thúc nhưng nhà máy điện chưa đáp ứng đủ điều kiện
quy định tại Điểm b Khoản 4 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực để xem xét xử lý.
Điều 9. Chấm dứt tham
gia thị trường điện
1. Nhà máy điện chấm dứt tham gia thị trường
điện trong các trường hợp sau:
a) Theo đề nghị của Đơn vị phát điện sở hữu
nhà máy điện trong các trường hợp sau:
- Nhà máy điện của Đơn vị phát điện ngừng vận
hành hoàn toàn;
- Nhà máy điện của Đơn vị phát điện không duy
trì và không có khả năng khôi phục lại công suất đặt lớn hơn 30 MW trong thời
hạn 01 năm.
b) Giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh
vực phát điện của nhà máy điện bị thu hồi hoặc hết hiệu lực.
2. Trong trường hợp quy định tại Điểm a Khoản
1 Điều này, Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện có trách nhiệm nộp hồ sơ đề
nghị chấm dứt tham gia thị trường điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện thẩm định, trình Cục Điều tiết điện lực xem xét trong thời hạn ít
nhất 30 ngày trước thời điểm muốn chấm dứt tham gia thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm cập nhật hồ sơ lưu trữ thông tin đăng ký và công bố
thông tin về việc chấm dứt tham gia thị trường điện của nhà máy điện.
4. Trong trường hợp nhà máy điện có hành vi
vi phạm trước thời điểm chấm dứt tham gia thị trường điện, Đơn vị phát điện sở
hữu nhà máy điện đó có trách nhiệm tiếp tục thực hiện các quy định về xác minh
và xử lý vi phạm theo quy định tại Thông tư này.
Chương III
CÁC
NGUYÊN TẮC VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 10. Giới hạn giá
chào
1. Giá chào của các tổ máy phát điện trên thị
trường điện được giới hạn từ giá sàn bản chào đến giá trần bản chào.
2. Mức giá trần bản chào của tổ máy nhiệt
điện được xác định hàng năm, điều chỉnh hàng tháng và được tính toán căn cứ
trên các yếu tố sau:
a) Suất hao nhiệt của tổ máy phát điện;
b) Hệ số suy giảm hiệu suất theo thời gian
vận hành của tổ máy phát điện;
c) Giá nhiên liệu;
d) Hệ số chi phí phụ;
đ) Giá biến đổi theo hợp đồng mua bán điện.
3. Giá sàn của tổ máy nhiệt điện là 01
đồng/kWh.
4. Giới hạn giá chào của các tổ máy thủy điện
được quy định tại Điều 40 Thông tư này.
Điều 11. Giá trị nước
1.[11] Giá trị nước được sử dụng cho việc xác định
giới hạn giá chào của tổ máy thuỷ điện trong thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố giá trị nước theo lịch vận hành
thị trường điện được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư
này.
Điều 12. Giá thị
trường toàn phần
Giá thị trường toàn phần cho chu kỳ giao dịch
được tính bằng tổng của 02 (hai) thành phần sau:
1. Giá điện năng thị trường.
2. Giá công suất thị trường.
Điều 13. Giá điện
năng thị trường
1. Giá điện năng thị trường do Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán sau thời điểm vận hành dựa trên
phương pháp lập lịch không ràng buộc.
2. Giá điện năng thị trường không vượt quá
mức giá trần thị trường do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
tính toán và Cục Điều tiết điện lực phê duyệt hàng năm.
3. Việc xác định giá điện năng thị trường
được quy định tại Điều 67 và Điều 69 Thông tư này.
Điều 14. Giá công
suất thị trường
1. Giá công suất thị trường cho từng chu kỳ
giao dịch được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán trong
quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới và không thay đổi trong năm áp dụng.
2. Giá công suất thị trường được tính toán
trên nguyên tắc đảm bảo cho Nhà máy điện mới tốt nhất thu hồi đủ chi phí biến
đổi và cố định.
3. Việc xác định giá công suất thị trường
được quy định tại Điều 25 và Điều 26 Thông tư này.
Điều 15. Hợp đồng mua
bán điện dạng sai khác
1. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và
Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm ký hợp đồng mua bán điện dạng sai khác
theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
2. Sản lượng hợp đồng năm được Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán căn cứ sản lượng kế hoạch năm
và tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng quy định tại Khoản 5 Điều này.
Sản lượng kế hoạch năm được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
tính toán trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới theo Khoản
2 Điều 27 Thông tư này.
3. Sản lượng hợp đồng tháng được Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện xác định trong quá trình lập kế hoạch vận
hành năm tới căn cứ việc phân bổ sản lượng hợp đồng năm vào các tháng theo Điều 28 Thông tư này.
4. Sản lượng hợp đồng giờ được Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện xác định trong quá trình lập kế hoạch vận
hành tháng tới căn cứ trên việc phân bổ sản lượng hợp đồng tháng vào các giờ
trong tháng theo Điều 37 Thông tư này.
5. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xác
định và công bố tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng của đơn vị phát
điện hàng năm tùy theo từng loại hình công nghệ theo nguyên tắc sau:
a) Đảm bảo hài hòa các mục tiêu:
- Khuyến khích cạnh tranh hiệu quả trong thị
trường điện;
- Ổn định doanh thu của đơn vị phát điện;
- Ổn định giá phát điện bình quân, phù hợp
với quy định về xây dựng biểu giá bán lẻ điện.
b)[12] Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá
hợp đồng được quy định cho nhà máy điện theo loại hình công nghệ (thủy điện, nhiệt điện), tỷ lệ này
không cao hơn 95% và không thấp hơn 60%, trừ các trường hợp quy
định tại Khoản 6 Điều này.
6.[13]
Đối với tỷ
lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng của các
nhà máy điện BOT, nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng
lên hệ thống điện quốc gia, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm báo cáo Bộ
Công Thương xem xét quyết định tỷ lệ sản lượng đối với các nhà máy điện quy
định tại Khoản này.
Điều 16. Nguyên tắc
thanh toán trong thị trường điện
1. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch được
thanh toán theo giá thị trường điện và thanh toán theo hợp đồng mua bán điện
dạng sai khác.
2. Khoản thanh toán theo giá thị trường chỉ
áp dụng cho Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và được tính toán căn cứ trên
các yếu tố sau:
a) Giá điện năng thị trường;
b) Giá công suất thị trường;
c) Sản lượng điện năng và công suất huy động.
3. Việc thanh toán cho các Đơn vị phát điện
trực tiếp giao dịch được thực hiện theo quy định tại Chương VI Thông tư này.
4. Các đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch
được thanh toán theo các quy định tại hợp đồng mua bán điện.
Chương IV
KẾ HOẠCH
VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Mục 1. KẾ HOẠCH VẬN
HÀNH NĂM TỚI
Điều 17. Kế hoạch vận
hành năm tới
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới, bao gồm các
nội dung sau:
a) Lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất;
b) Tính toán giá công suất thị trường;
c) Tính toán giá trị nước và mức nước tối ưu
của các hồ chứa thủy điện;
d) Tính toán giới hạn giá bản chào của tổ máy
nhiệt điện;
đ) Xác định các phương án giá trần thị
trường;
e) Chủ trì, phối hợp với Đơn vị mua buôn duy
nhất tính toán sản lượng kế hoạch, sản lượng hợp đồng năm và phân bổ sản lượng
hợp đồng năm vào các tháng trong năm của các đơn vị phát điện trực tiếp giao
dịch .
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để tính toán các
nội dung quy định tại các Điểm a, b, c, d và đ Khoản 1 Điều này. Thông số đầu
vào sử dụng trong mô phỏng thị trường của các tổ máy nhiệt điện là chi phí biến
đổi của tổ máy được xác định tại Khoản 3 Điều này, các đặc tính thuỷ văn và đặc
tính kỹ thuật của nhà máy thuỷ điện.
3. [14] 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, chi phí biến đổi
của tổ máy xác định như sau:
VCb = 
+ 
+
Trong
đó:
: Thành phần
giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính (than, khí)
của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Thành phần
giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ (dầu) của nhà
máy điện (đồng/kWh);
: Thành phần
giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện (đồng/kWh).
-
Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính
của nhà máy điện (đồng/kWh), được xác định
theo công thức sau:
Trong
đó:
: Suất hao nhiên
liệu
tinh bình quân của nhiên liệu chính do hai bên thỏa thuận trên cơ sở
thông số của nhà chế tạo thiết bị hoặc thông số bảo hành của nhà thầu
EPC hoặc kết quả thí nghiệm tổ máy, nhà máy do đơn vị thí nghiệm được cơ quan
nhà nước có thẩm quyền ủy quyền hoặc quyết định, được tính tương ứng với mức
tải quy định tại Phụ lục 1 Thông tư
số 56/2014/TT-BCT (kg/kWh hoặc BTU/kWh);
Đối
với nhà máy điện sử dụng nhiên liệu than từ nhiều nguồn khác nhau bao gồm than
nhập khẩu và than nội địa: Nhiệt trị than cơ sở (NT0) sử dụng tính
toán suất hao nhiên liệu tinh bình quân được tính bằng bình quân gia quyền theo
khối lượng và nhiệt trị than được quy đổi về nhiệt trị khô toàn phần, được quy
định trong các hợp đồng mua bán than (kcal/kg).
: Giá nhiên
liệu chính bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính.
-
Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ
của nhà máy điện (đồng/kWh),
được xác định theo công thức sau:
Trong
đó:
: Suất hao nhiên
liệu tinh bình quân của nhiên liệu phụ (dầu), do hai bên
thoả thuận trên cơ sở thông số của nhà chế tạo thiết bị (kg/kWh);
: Giá nhiên liệu phụ (dầu) bao gồm cả
cước vận chuyển và các loại phí khác theo quy định (đồng/kg).
-
Suất
hao nhiên liệu tinh bình quân của nhiên liệu (chính, phụ) do Đơn vị mua buôn
duy nhất cung cấp và được hiệu chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu suất. Trường hợp
suất hao nhiệt trong hợp đồng là suất hao nhiệt bình quân cả đời dự án thì
không điều chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu suất. Trong trường hợp hợp đồng hoặc
hồ sơ đàm phán hợp đồng chỉ có đường đặc tính suất hao tại các mức tải thì suất
hao nhiệt của các tổ máy được xác định tại mức tải tương ứng với sản lượng điện
năng phát bình quân nhiều năm của nhà máy điện được quy định trong hợp đồng mua
bán điện.
Trường
hợp tổ máy nhiệt điện không có số liệu suất hao nhiệt trong hợp đồng hoặc trong
hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện, suất hao nhiệt của nhà máy điện đó được
xác định bằng suất hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm theo công nghệ
phát điện và công suất đặt. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm tính toán suất tiêu hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn;
-
Hệ số suy giảm hiệu suất của tổ máy nhiệt điện được xác định bằng hệ số suy
giảm hiệu suất trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện
do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp.
Trường
hợp nhà máy nhiệt điện không có số liệu hệ số suy giảm hiệu suất trong hợp đồng
hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện, áp dụng hệ số suy giảm hiệu
suất của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm với nhà máy điện đó do Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện xác định;
- Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến
động khác của nhà máy điện (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Cvlp:
Tổng chi phí
vật liệu phụ hàng năm của nhà máy điện được xác định theo khối lượng và đơn giá các loại vật
liệu phụ sử dụng cho phát điện (đồng);
Ckd:
Tổng chi phí khởi động bao gồm chi phí nhiên liệu, chi phí khác cho khởi
động (đồng);
Ck:
Chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên hàng năm, được tính trên cơ sở tổng vốn
đầu tư xây lắp và thiết bị của nhà máy điện, tỷ lệ chi phí sửa chữa thường
xuyên theo quy định tại Phụ lục 1
Thông tư số 56/2014/TT-BCT (đồng);
Pt:
Tổng công suất tinh của nhà máy điện (kW);
kCS:
Tỷ lệ suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của
nhà máy điện được xác định theo quy định tại Điểm c Khoản 2 Điều 5
Thông tư này (%);
Tmax: Thời gian vận hành
công suất cực đại trong năm tính bình quân cho nhiều năm trong cả đời dự án nhà
máy điện (giờ) và quy định tại Phụ lục
1 Thông tư số 56/2014/TT-BCT .
b) Trường hợp không có số liệu suất
hao nhiệt trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện và
không có nhà máy điện chuẩn cùng nhóm phù hợp, chi phí biến đổi của tổ máy được
xác định bằng giá biến đổi (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) trong
hợp đồng có cập nhật các yếu tố ảnh hưởng đến giá biến đổi của năm N theo
phương pháp được thỏa thuận trong hợp đồng.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm trình Tập đoàn điện lực Việt Nam thẩm định và trình
Cục Điều tiết điện lực phê duyệt kế hoạch vận hành năm tới theo lịch vận hành
thị trường điện được quy định tại Phụ lục 1 Thông
tư này. Hồ sơ trình bao gồm kết quả tính toán, các số liệu đầu vào và thuyết
minh tính toán.
5. Trong trường hợp giá than và giá khí cho
phát điện có sự biến động lớn so với thời điểm phê duyệt kế hoạch vận hành năm
tới, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét, yêu cầu Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện cập nhật số liệu và tính toán lại kế hoạch vận
hành các tháng còn lại trong năm trình Tập đoàn điện lực Việt Nam
thẩm định và trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt.
Điều 18. Phân loại
các nhà máy thuỷ điện
1. Các nhà máy thuỷ 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 thuỷ điện bậc thang;
c) Nhóm nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết
trên 01 tuần;
d) Nhóm nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết
từ 02 ngày đến 01 tuần;
đ) Nhóm nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết
dưới 02 ngày;
e)[15] Đối với nhà máy thủy
điện thuộc nhóm các nhà máy có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần, nếu sản lượng
điện trong Kế hoạch cung cấp điện năm do Bộ Công Thương ban hành hàng năm thấp
hơn 65% sản lượng điện bình quân nhiều năm (GO), thì việc tham gia thị trường
điện của nhà máy điện trong năm đó được áp dụng như đối với nhóm nhà máy thủy
điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày quy định tại Thông tư này.
Đối với các nhà máy thủy
điện sử dụng nước từ hồ chứa thủy lợi để phát điện và có các yêu cầu đặc biệt
của cơ quan nhà nước có thẩm quyền thì Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm
báo cáo Bộ Công Thương xem xét quyết định hình thức tham gia thị trường điện
của nhà máy điện trong năm đó
2. Hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm cập nhật danh sách nhóm nhà máy thuỷ điện quy
định tại Khoản 1 Điều này.
3. Căn cứ đề xuất của Tập đoàn Điện lực Việt Nam,
Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm lập danh sách các nhà máy thủy điện chiến
lược đa mục tiêu để Bộ Công Thương trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
Điều 19. Dự báo phụ
tải cho lập kế hoạch vận hành năm tới
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm dự báo phụ tải để phục vụ lập kế hoạch vận hành năm tới
theo phương pháp quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công
Thương ban hành. Các số liệu dự báo phụ tải phục vụ lập kế hoạch vận hành năm
tới bao gồm:
1. Tổng nhu cầu phụ tải hệ thống điện quốc
gia và phụ tải từng miền Bắc, Trung, Nam cho cả năm và từng tháng trong năm.
2. Biểu đồ phụ tải các ngày điển hình các
miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống điện quốc gia các tháng trong năm.
3. Công suất cực đại, cực tiểu của phụ tải hệ
thống điện quốc gia trong từng tháng.
Điều 20. Dịch vụ phụ
trợ cho kế hoạch vận hành năm tới
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm xác định nhu cầu các loại dịch vụ phụ trợ cho năm
tới theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban
hành.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lựa chọn nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ. Nhà
máy điện được lựa chọn có trách nhiệm cung cấp dịch vụ phụ trợ và được thanh
toán theo quy định của Bộ Công Thương.
Điều 21. Phân loại tổ
máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh năm tới
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm phân loại các tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy
đỉnh theo quy định tại Quy trình phân loại tổ máy và tính giá trần bản chào của
nhà máy nhiệt điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định hệ
số tải trung bình năm của các tổ máy phát điện.
3. Căn cứ hệ số tải trung bình năm từ kết quả
mô phỏng, các tổ máy được phân loại thành 03 (ba) nhóm sau:
a) Nhóm tổ máy chạy nền bao gồm các tổ máy
phát điện có hệ số tải trung bình năm lớn hơn hoặc bằng 60%;
b) Nhóm tổ máy chạy lưng bao gồm các tổ máy
phát điện có hệ số tải trung bình năm lớn hơn 25% và nhỏ hơn 60%;
c) Nhóm tổ máy chạy đỉnh bao gồm các tổ máy
phát điện có hệ số tải trung bình năm nhỏ hơn hoặc bằng 25%.
Điều 22. Xác định
giới hạn giá chào của tổ máy nhiệt điện
1. [16] 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 hoặc đồng/BTU);
PNLP: Giá
nhiên liệu phụ
của
tổ máy nhiệt điện (đồng/kCal hoặc đồng/BTU);
HRC:
Suất tiêu hao nhiên liệu chính tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện
(BTU/kWh hoặc kCal/kWh);
HRP: Suất tiêu hao nhiên liệu phụ
tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh hoặc kCal/kWh).
2. [17] Trường hợp không có số liệu suất hao nhiệt
trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện và không có nhà
máy điện chuẩn cùng nhóm phù hợp:
a) 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 buôn duy nhất
cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Giá sàn của các tổ máy nhiệt điện được quy
định tại Khoản 3 Điều 10 Thông tư này.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm công bố giới hạn chào giá đã được phê duyệt của các
tổ máy nhiệt điện theo lịch vận hành thị trường điện được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.
Điều 23. Xác định giá
trần thị trường
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán các phương án giá trần thị trường, ít nhất
là 03 (ba) phương án.
2. Giá trần thị trường cho năm N được xác
định theo nguyên tắc:
a) Không thấp hơn chi phí biến đổi của các tổ
máy nhiệt điện chạy nền và chạy lưng trực tiếp chào giá trên thị trường điện;
b) Không cao hơn 115% giá trần bản chào cao
nhất trong các tổ máy nhiệt điện chạy nền hoặc chạy lưng trực tiếp chào giá trên
thị trường điện.
Điều 24. Lựa chọn Nhà
máy điện mới tốt nhất
1.[18] Nhà máy
điện mới tốt nhất cho năm N là nhà máy điện đủ điều kiện tham gia thị trường
điện
trong năm N
theo quy
định tại Khoản 1 Điều 4 Thông tư này và đáp ứng đủ
các tiêu chí sau:
a) Bắt đầu vận hành thương mại và phát điện
toàn bộ công suất
đặt
trong năm N-1;
b) Là nhà máy điện chạy nền, được phân loại
theo tiêu chí tại Khoản 3 Điều 21 Thông tư này;
c) Sử dụng công nghệ
nhiệt điện than hoặc tua-bin khí chu trình hỗn hợp;
d) Có chi phí phát điện toàn phần trung bình cho
01 kWh là thấp nhất.
2. Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm
lập danh sách các nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí tại Điểm a và Điểm c Khoản Khoản
1 Điều này và cung cấp các số liệu hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện này
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để xác định Nhà máy điện
mới tốt nhất. Các số liệu bao gồm:
a) Giá biến đổi cho năm N;
b) Giá cố định cho năm N;
c) Sản lượng điện năng thỏa thuận để tính giá
hợp đồng.
3. Trong trường hợp không có nhà máy điện đáp
ứng các tiêu chí quy định tại các điểm a, b và c Khoản 1 Điều này, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng danh sách các nhà máy mới đã lựa
chọn cho năm N-1 và yêu cầu Đơn vị mua buôn duy nhất cập nhật, cung cấp lại các
số liệu quy định tại Khoản 2 Điều này để tính toán, lựa chọn nhà máy điện mới
tốt nhất cho năm N.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán chi phí phát điện toàn phần trung bình cho
01 kWh cho các nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại Điểm a, Điểm b và
Điểm c Khoản 1 Điều này theo công thức sau:
: Chi phí phát điện toàn phần trung bình cho
01 kWh trong năm N của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Giá cố định cho năm N theo hợp đồng mua bán
điện dạng sai khác của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Giá biến đổi cho năm N theo hợp đồng mua
bán điện dạng sai khác của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Sản lượng điện năng thỏa thuận để tính giá
hợp đồng cho năm N của nhà máy điện (kWh);
: Sản lượng điện năng dự kiến trong năm N của
nhà máy điện xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch
có ràng buộc (kWh).
5. Danh sách các nhà máy điện mới tốt nhất
được sắp xếp theo thứ tự chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh từ
thấp đến cao. Nhà máy điện mới tốt nhất lựa chọn cho năm N là nhà máy điện có
chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh thấp nhất theo kết quả tính
toán tại Khoản 4 Điều này.
Điều 25. Nguyên tắc
xác định giá công suất thị trường
1. Đảm bảo cho Nhà máy điện mới tốt nhất thu
hồi đủ chi phí phát điện khi tham gia thị trường điện.
2.[19] (được bãi bỏ)
3. Giá công suất thị trường tỷ lệ với phụ tải
dự báo của hệ thống điện quốc gia cho chu kỳ giao dịch.
Điều 26. Trình tự xác
định giá công suất thị trường
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm xác định giá công suất thị trường theo trình tự sau:
1. Xác định chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy
điện mới tốt nhất
a) Xác định doanh thu dự kiến trên thị trường
của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N theo công thức sau:
Trong đó:
RTTĐ: Doanh thu dự kiến qua giá
điện năng thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch i trong năm N;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong năm N;
SMPi: Giá điện năng thị trường dự
kiến của chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định từ mô hình mô phỏng thị trường
điện theo phương pháp lập lịch không ràng buộc (đồng/kWh);
: Sản lượng dự kiến tại vị trí đo đếm của Nhà
máy điện mới tốt nhất tại chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định từ mô hình mô
phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh).
b) Xác định tổng chi phí phát điện năm của
Nhà máy điện mới tốt nhất theo công thức sau:
Trong đó:
TCBNE: Chi phí phát điện năm của
Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);
PBNE: Chi phí phát điện toàn phần
trung bình cho 01 kWh của Nhà máy điện mới tốt nhất xác định tại Khoản
4 Điều 24 Thông tư này (đồng/kWh);
: Sản lượng dự kiến tại vị trí đo đếm của Nhà
máy điện mới tốt nhất tại chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định từ mô hình mô
phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh);
i: Chu kỳ giao dịch i trong năm N;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong năm N.
c) Chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy điện mới
tốt nhất được xác định theo công thức sau:
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);
: Doanh thu dự kiến qua giá điện năng thị
trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N xác định tại Điểm a Khoản này
(đồng).
d) Trong trường hợp khi tính toán chi phí
thiếu hụt năm có giá trị âm với phương án giá trần thị trường thấp nhất, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện báo cáo Cục Điều tiết điện lực để lựa
chọn nhà máy điện mới tốt nhất tiếp theo trong danh sách các nhà máy điện mới
quy định tại Điều 24 Thông tư này và tiến hành tính toán
lại hoặc xem xét lại danh sách các nhà máy tham gia thị trường điện để xác định
giá trần thị trường cho hợp lý.
2. Xác định chi phí thiếu hụt tháng
Chi phí thiếu hụt tháng của Nhà máy điện mới tốt
nhất được xác định bằng cách phân bổ chi phí thiếu hụt năm vào các tháng trong
năm N theo công thức sau:
Trong đó:
t: Tháng t trong năm N;
MS: Chi phí thiếu hụt tháng t của Nhà máy
điện mới tốt nhất (đồng);
AS: Chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy điện
mới tốt nhất trong năm N (đồng);
: Công suất phụ tải đỉnh trong tháng t (MW).
3. Xác định giá công suất thị trường cho chu
kỳ giao dịch
a) Xác định công suất khả dụng trung bình
trong năm của Nhà máy điện mới tốt nhất theo công thức sau:
Trong đó:
QBNE: Công suất khả dụng trung
bình trong năm N của Nhà máy điện mới tốt nhất (kW);
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong năm N, trừ
các giờ thấp điểm đêm;
i: Chu kỳ giao dịch trong đó Nhà máy điện mới
tốt nhất dự kiến được huy động trừ các giờ thấp điểm đêm;
: Công suất huy động dự kiến của Nhà máy điện
mới tốt nhất trong chu kỳ giao dịch i của năm N theo mô hình mô phỏng thị
trường điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc được quy đổi về vị trí đo
đếm (kW).
b)[20] Xác định giá công
suất thị trường cho từng chu kỳ giao dịch trong năm tới theo công thức sau:
Trong
đó:
I:
Tổng số chu kỳ giao dịch trong tháng t;
i:
Chu kỳ giao dịch i trong tháng t;
: Giá công suất thị trường
của chu kỳ giao dịch i (đồng/kW);
QBNE:
Công suất khả dụng trung bình trong năm N của Nhà máy điện mới tốt nhất (kW);
: Chi phí
thiếu hụt tháng t của Nhà máy điện mới tốt nhất (đồng);
: Phụ tải hệ thống dự báo của chu kỳ giao
dịch i theo biểu đồ phụ tải ngày điển hình dự báo của tháng t được quy định tại
Điều 19 Thông tư này (MW).
Điều 27. Xác định
tổng sản lượng hợp đồng năm
Tổng sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện
được xác định theo các bước sau:
1.[21] 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 thuỷ văn và thông số kỹ thuật của nhà máy
điện.
2. Tính toán tổng sản lượng kế hoạch năm của
nhà máy điện theo công thức sau:
nếu 
nếu 
nếu 
Trong đó:
: Tổng sản lượng kế hoạch năm N của nhà máy
điện (kWh);
: Sản lượng dự kiến năm N của nhà máy điện
xác định từ kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới được quy đổi về vị trí đo
đếm (kWh);
GO: Sản lượng điện năng phát bình quân nhiều
năm của nhà máy điện được quy định trong hợp đồng mua bán điện (kWh);
a, b: Hệ số hiệu chỉnh sản lượng năm được xác
định theo Quy định về phương pháp xây dựng giá phát điện; trình tự, thủ tục
kiểm tra hợp đồng mua bán điện do Bộ Công Thương ban hành.
3. Tính toán tổng sản lượng hợp đồng năm của
nhà máy điện theo công thức sau:
Trong đó:
Qc: Tổng sản lượng hợp đồng năm N
(kWh);
: 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 (%). Tỷ lệ sản lượng này được quy định tại Khoản 5 Điều 15 Thông tư này.
Điều 28. Xác định sản
lượng hợp đồng tháng
Sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy nhiệt
điện và thuỷ điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần được xác định trong quá
trình lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới, bao gồm các bước sau:
1. Sử dụng mô hình mô phỏng thị trường được
quy định tại Khoản 2 Điều 17 Thông tư này theo phương pháp
lập lịch có ràng buộc để xác định sản lượng dự kiến từng tháng của nhà máy
điện.
2. Xác định sản lượng hợp đồng tháng theo
công thức sau:
Trong đó:
: Sản lượng hợp đồng tháng t của nhà máy điện
(kWh);
Qc: Tổng sản lượng hợp đồng năm
của nhà máy điện (kWh);
: Sản lượng dự kiến trong tháng t của nhà máy
điện xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng
buộc (kWh).
Điều 29. Trách nhiệm
xác định và ký kết sản lượng hợp đồng năm và tháng
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm:
a) Tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng
của các đơn vị phát điện theo quy định tại Điều 27 và Điều 28 Thông
tư này;
b) Gửi kết quả tính toán sản lượng hợp đồng
năm, tháng cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện trực tiếp giao
dịch để kiểm tra trước ngày 15 tháng 11 hàng năm.
2. Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm:
a) Cung cấp các số liệu cho Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện để tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng;
b) Kiểm tra và phối hợp với Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện để xử lý các sai lệch trong kết quả tính toán
sản lượng hợp đồng năm, tháng trước ngày 25 tháng 11 hàng năm;
c) Bổ sung phụ lục và các sửa đổi phụ lục hợp
đồng về sản lượng hợp đồng năm, tháng vào hợp đồng mua bán điện dạng sai khác
theo kết quả tính toán.
3. Các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch
có trách nhiệm:
a) Cung cấp các số liệu cho Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị mua buôn duy nhất để tính toán sản
lượng hợp đồng năm, tháng;
b) Kiểm tra và phối hợp với Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện để xử lý các sai lệch trong kết quả tính toán
sản lượng hợp đồng năm, tháng trước ngày 25 tháng 11 hàng năm;
c) Bổ sung phụ lục và các sửa đổi phụ lục hợp
đồng về sản lượng hợp đồng năm, tháng vào hợp đồng mua bán điện dạng sai khác
theo kết quả tính toán.
Điều 30. Xác định giá
phát điện bình quân dự kiến cho năm N
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán giá phát điện bình quân dự kiến cho năm N
và mức độ thay đổi của giá phát điện bình quân dự kiến so với năm N-1.
2. Giá phát điện bình quân hàng năm được tính
toán theo công thức sau:
Trong đó:
j: Nhà máy phát điện j của Đơn vị phát điện
trực tiếp giao dịch;
J: Tổng số nhà máy điện của các đơn vị phát
điện trực tiếp giao dịch;
PPDTB: Giá phát điện bình quân
toàn hệ thống trong năm N (đồng/kWh);
: Giá thị trường toàn phần bình quân năm N
quy định tại Khoản 4 Điều này (đồng/kWh);
: Tổng sản lượng điện năng năm N của toàn hệ
thống (kWh);
: Tổng sản lượng điện năng năm N của các đơn
vị phát điện trực tiếp giao dịch (kWh);
: Tổng sản lượng điện năng trong hợp đồng mua
bán điện dạng sai khác năm N nhà máy điện j (kWh);
: Giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác năm
N của nhà máy điện j (kWh);
: Tổng chi phí mua điện từ các nhà máy điện
BOT năm N (đồng);
: Tổng chi phí mua điện từ các nhà máy thủy
điện chiến lược đa mục tiêu trong năm N (đồng);
CDVPT: Tổng chi phí mua dịch vụ
phụ trợ trong năm N (đồng).
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm thu thập các thông tin về chi phí của các nhà máy
điện BOT, các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu và các nhà máy điện cung
cấp dịch vụ phụ trợ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam để tính toán giá phát điện
bình quân hàng năm theo quy định tại Khoản 2 Điều này.
4. Giá thị trường toàn phần bình quân được
xác định theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch i trong năm N;
I: Tổng chu kỳ giao dịch trong năm N;
: Giá thị trường toàn phần bình quân năm N
(đồng/kWh);
: Sản lượng dự kiến phát vào thị trường của
tất cả các nhà máy điện tham gia thị trường trong chu kỳ giao dịch i xác định
từ mô hình mô phỏng thị trường có ràng buộc (kWh);
: Giá điện năng thị trường dự kiến của chu kỳ
giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường điện không ràng buộc
(đồng/kWh);
: Giá công suất thị trường của chu kỳ giao
dịch i (đồng/kW).
Điều 31. Công bố kế
hoạch vận hành thị trường điện năm tới
1. Sau khi kế hoạch vận hành thị trường điện
năm tới được phê duyệt theo quy định tại Điều 17 Thông tư này,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có tránh nhiệm công bố trên
trang thông tin điện tử thị trường điện các thông tin về các số liệu đầu vào và
các kết quả lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới cho các thành viên
thị trường điện.
2. Các thông tin về kế hoạch vận hành thị
trường điện năm tới được công bố bao gồm:
a) Các kết quả tính toán kế hoạch vận hành
năm tới, bao gồm:
- Giá điện năng thị trường dự kiến;
- Kết quả lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất;
- Giá công suất thị trường hàng giờ;
- Mức trần của giá điện năng thị trường;
- Phân loại tổ máy nhiệt điện;
- Sản lượng hợp đồng năm và sản lượng hợp
đồng phân bổ vào các tháng của các nhà máy điện.
b) Các thông số đầu vào phục vụ tính toán lập
kế hoạch vận hành thị trường năm, bao gồm:
- Phụ tải dự báo từng miền Bắc, Trung,
Nam và cho toàn hệ thống điện quốc gia;
- Các số liệu thủy văn của các hồ chứa thủy
điện được dùng để tính toán mô phỏng thị trường điện;
- Tiến độ đưa các nhà máy điện mới vào vận
hành;
- Các thông số kỹ thuật về lưới điện truyền
tải;
- Biểu đồ xuất, nhập khẩu điện dự kiến;
- Lịch bảo dưỡng, sửa chữa năm của các nhà
máy điện, lưới điện truyền tải và nguồn cấp khí lớn.
3. Các thông tin về kế hoạch vận hành thị
trường điện năm tới chỉ công bố cho đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch sở hữu
nhà máy điện có liên quan trực tiếp đến các thông tin này, bao gồm:
a)[22] Sản lượng phát điện
dự kiến trong mô phỏng thị trường điện của nhà máy điện cho từng chu kỳ giao
dịch;
b) Giá trị nước của nhà máy thủy điện;
c) Số liệu về giá biến đổi của nhà máy nhiệt
điện được dùng trong tính toán mô phỏng.
Mục 2. KẾ HOẠCH VẬN
HÀNH THÁNG TỚI
Điều 32. Dự báo phụ
tải cho lập kế hoạch vận hành tháng tới
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm dự báo phụ tải để phục vụ lập kế hoạch vận hành tháng tới
theo phương pháp quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công
Thương ban hành. Các số liệu dự báo phụ tải phục vụ lập kế hoạch vận hành tháng
tới bao gồm:
1. Tổng nhu cầu phụ tải hệ thống điện quốc
gia và phụ tải từng miền Bắc, Trung, Nam cho cả tháng và từng tuần trong tháng.
2. Biểu đồ phụ tải các ngày điển hình các
miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống điện quốc gia cho các tuần trong tháng.
Điều 33. Tính toán
giá trị nước
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm tính toán giá trị nước cho các tuần trong tháng tới. Kết
quả tính toán giá trị nước được sử dụng để lập kế hoạch vận hành tháng tới bao
gồm:
1. Sản lượng dự kiến của các nhà máy thủy
điện chiến lược đa mục tiêu.
2. Giá trị nước của nhà máy thuỷ điện trong
nhóm thủy điện bậc thang.
3. Giá trị nước của các nhà máy thuỷ điện có
hồ chứa điều tiết trên 01 tuần.
4. Mức nước tối ưu từng tuần trong tháng của
các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần.
Điều 34. Phân loại tổ
máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh tháng tới
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm phân loại các tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy
đỉnh trong tháng tới theo Quy trình phân loại tổ máy và tính giá trần bản chào
hàng tháng của nhà máy nhiệt điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định hệ
số tải trung bình tháng của các tổ máy phát điện trong tháng tới.
3. Căn cứ hệ số tải trung bình tháng từ kết
quả mô phỏng, các tổ máy được phân loại thành 03 (ba) nhóm sau:
a) Nhóm tổ máy chạy nền bao gồm các tổ máy phát
điện có hệ số tải trung bình tháng lớn hơn hoặc bằng 70%;
b) Nhóm tổ máy chạy lưng bao gồm các tổ máy
phát điện có hệ số tải trung bình tháng lớn hơn 25% và nhỏ hơn 70%;
c) Nhóm tổ máy chạy đỉnh bao gồm các tổ máy
phát điện có hệ số tải trung bình tháng nhỏ hơn hoặc bằng 25%.
Điều 35. Điều chỉnh
giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán và điều chỉnh giá trần bản chào các tổ máy
nhiệt điện trong tháng tới theo phương pháp quy định tại Điều 22
Thông tư này và căn cứ theo:
a) Giá nhiên liệu của các nhà máy nhiệt điện
trong tháng tới trong trường hợp giá trần bản chào được xác định theo Khoản 1 Điều 22 Thông tư này.
Giá nhiên liệu tháng tới là giá nhiên liệu
được cơ quan có thẩm quyền công bố và áp dụng cho tháng tới. Trong
trường hợp không có số liệu về giá nhiên liệu được cơ quan có thẩm quyền công
bố, giá nhiên liệu tháng tới là giá nhiên liệu theo hồ sơ thanh toán của tháng
gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch tháng tới. Đơn vị mua buôn duy nhất có
trách nhiệm cập nhật các thông tin về giá nhiên liệu của các nhà máy nhiệt điện
trong tháng tới và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện đồng thời thông báo cho các Đơn vị phát điện;
b) Giá biến đổi của các nhà máy nhiệt điện
trong trường hợp giá trần bản chào được xác định theo Khoản 2
Điều 22 Thông tư này.
Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm cập
nhật các thay đổi về giá biến đổi của các nhà máy nhiệt điện và cung cấp cho
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
c) Kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện cho
tháng tới theo quy định tại Điều 34 Thông tư này.
2.[23] Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các thông số áp dụng để
tính toán giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện và kết quả tính toán giá trần
bản chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng tới theo lịch vận hành thị trường
điện theo quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.
Điều 36. Điều chỉnh
sản lượng hợp đồng tháng [24]
1. Sản lượng hợp đồng tháng được phép điều
chỉnh trong trường hợp lịch bảo dưỡng sửa chữa của nhà máy trong tháng M bị
thay đổi so với kế hoạch vận hành năm do:
a) Yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện không phải do các
nguyên nhân của nhà máy;
b) Yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm
quyền và được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thống nhất căn
cứ vào điều kiện vận hành thực tế của hệ thống.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng trong trường
hợp quy định tại Khoản 1 Điều này theo nguyên tắc sau: Dịch chuyển giữa các
tháng phần sản lượng Qc tương ứng với thời gian sửa chữa bị dịch chuyển, đảm
bảo tổng Qc năm có điều chỉnh là không đổi theo hướng dẫn tại Quy trình điều
chỉnh sản lượng hợp đồng do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Trường hợp nhà máy bị thay đổi lịch
bảo dưỡng sửa chữa vào tháng cuối năm thì không dịch chuyển sản lượng Qc tương
ứng với thời gian sửa chữa của tháng này vào năm tiếp theo.
3. Trường hợp lưu lượng
nước về bình quân, sản lượng phát của nhà máy điện từ ngày 01 tháng 01 năm N
đến ngày 20 hàng tháng và mức nước thượng lưu đầu kỳ dự kiến của tháng tới
chênh lệch so với lưu lượng nước về, sản lượng hợp đồng lũy kế và mức nước hồ
đầu tháng tính toán trong kế hoạch năm có khác biệt lớn, Đơn vị phát điện, Đơn
vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm phối hợp xác nhận với Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện và báo cáo Cục Điều tiết điện lực để xem xét điều
chỉnh cho tháng kế tiếp theo hướng dẫn tại Quy trình điều chỉnh sản lượng hợp
đồng do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Điều 37. Xác định sản
lượng hợp đồng giờ
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm xác định sản lượng hợp đồng giờ trong tháng tới cho nhà máy
điện theo các bước sau:
1. Sử dụng mô hình mô phỏng thị trường theo
quy định tại Khoản 2 Điều 17 Thông tư này để xác định sản
lượng dự kiến từng giờ trong tháng của nhà máy điện theo phương pháp lập lịch
có ràng buộc.
2. Xác định sản lượng hợp đồng giờ theo công
thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong tháng;
I: Tổng số chu kỳ trong tháng;
: Sản lượng hợp đồng của nhà máy điện trong
chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng dự kiến phát của nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương
pháp lập lịch có ràng buộc (kWh);
: Sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện
được xác định theo Điều 28 Thông tư này
(kWh).
3.[25] Trường hợp sản lượng
hợp đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn sản lượng phát lớn
nhất của nhà máy điện thì sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó được điều
chỉnh bằng sản lượng phát lớn nhất của nhà máy điện. Sản
lượng phát lớn nhất của nhà máy trong chu kỳ giao dịch tương ứng với sản lượng
trong một giờ tính theo công suất công bố trong bản chào mặc định tháng tới do
Đơn vị phát điện gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo
quy định tại Điểm a Khoản 3 Điều 47 Thông tư này.
4. Trường hợp sản lượng hợp đồng của nhà máy
nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn 0 MW và nhỏ hơn công suất phát ổn
định thấp nhất (Pmin) của nhà máy điện thì sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao
dịch đó được điều chỉnh bằng công suất phát ổn định thấp nhất của nhà máy điện.
Công suất phát ổn định thấp nhất (Pmin) của nhà máy điện được xác định bằng
công suất phát ổn định thấp nhất của 01 (một) tổ máy của nhà máy điện được lập
lịch huy động trong mô hình mô phỏng thị trường điện của chu kỳ đó.
Trường hợp sản lượng hợp đồng của các nhà máy
thủy điện nhỏ hơn công suất phát ổn định thấp nhất thì có thể điều chỉnh bằng 0
MW hoặc bằng công suất phát ổn định thấp nhất.
5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm phân bổ tổng sản lượng chênh lệch do việc điều chỉnh
sản lượng hợp đồng giờ theo quy định tại Khoản 3 và 4 Điều này vào các giờ khác
trong tháng trên nguyên tắc đảm bảo sản lượng hợp đồng tháng là không đổi và
tuân thủ theo quy định tại Quy trình lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần
tới do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
6.[26] Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố qua Cổng thông tin điện tử
thị trường điện kết quả tính toán sản lượng hợp đồng giờ sơ bộ trong tháng cho
Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch trước ngày 23
hàng tháng. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện có trách nhiệm phối
hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kiểm tra các sai lệch
trong kết quả tính toán sản lượng hợp đồng giờ tháng tới trước ngày 25 hàng
tháng. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi kết
quả tính toán sản lượng hợp đồng giờ chính thức trong tháng cho Đơn vị mua buôn
duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch theo lịch vận hành thị trường
điện quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.
7. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát
điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận sản lượng hợp đồng tháng
được điều chỉnh theo Điều 36 Thông tư này
và sản lượng hợp đồng giờ theo kết quả tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện.
Điều 37a. Điều chỉnh sản lượng hợp
đồng giờ [27]
1. Các trường hợp xem xét điều chỉnh sản
lượng hợp đồng giờ (Qc giờ):
a) Trường hợp sự cố ngừng lò hơi của tổ máy
nhiệt điện than có nhiều lò hơi hoặc sự cố ngừng tổ máy của nhà máy điện;
b) Trường hợp lò hơi của tổ máy nhiệt điện
than có nhiều lò hơi hoặc tổ máy của nhà máy điện kéo dài thời gian sửa chữa so
với kế hoạch đã được phê duyệt và được đưa vào tính sản lượng hợp đồng giờ.
2. Trong trường hợp có đủ căn cứ xác nhận
trường hợp quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này, thực hiện điều chỉnh sản lượng
hợp đồng giờ theo nguyên tắc sau:
a) Trường hợp thời gian sự cố nhỏ hơn hoặc
bằng 72 giờ (tương đương 72 chu kỳ giao dịch): Không điều chỉnh sản lượng hợp
đồng (Qc) của nhà máy điện này;
b) Trường hợp thời gian sự cố lớn hơn
72 giờ:
- Trong giai đoạn từ thời điểm sự cố đến chu
kỳ giao dịch thứ 72: Giữ nguyên sản lượng hợp đồng (Qc) đã phân bổ cho nhà máy
điện;
- Trong giai đoạn từ chu kỳ giao dịch thứ 73
đến khi tổ máy khắc phục sự cố và khả dụng:
+ Trường hợp sản lượng phát thực tế tại điểm
giao nhận (Qmq) của nhà máy nhỏ hơn sản lượng hợp đồng (Qc) nhà máy trong giai
đoạn này, thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ bằng sản lượng Qmq của
nhà máy điện;
+ Trường hợp Qmq của nhà máy điện lớn hơn
hoặc bằng Qc nhà máy điện trong giai đoạn này, không điều chỉnh Qc nhà máy
điện.
3. Trong trường hợp có đủ căn cứ xác nhận
trường hợp quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này, thực hiện điều chỉnh sản lượng
hợp đồng giờ 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 (Qmq) của nhà máy nhỏ hơn Qc
của nhà máy thì điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ tại các chu kỳ đó bằng sản
lượng Qmq của nhà máy.
4. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có
trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác
nhận các sự kiện quy định tại Khoản 1 Điều này theo quy định tại Quy trình phối
hợp xác nhận các sự kiện phục vụ các khoản thanh toán trên thị trường do Cục
trưởng Cục Điều tiết điện lực ban hành và gửi cho Đơn vị mua buôn duy nhất và
Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch để làm cơ sở điều chỉnh sản lượng hợp đồng
giờ của nhà máy điện. Đối với trường hợp xác nhận trường hợp sự cố lò hơi của
tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi:
a) Trường hợp có đủ dữ liệu từ hệ thống điều
khiển phân tán (hệ thống DCS) hoặc các hệ thống điều khiển tương đương khác cho
sự kiện này: Thực hiện xác nhận sự kiện căn cứ theo các dữ liệu này;
b) Trường hợp có không có dữ liệu từ hệ thống
điều khiển phân tán (hệ thống DCS) hoặc các hệ thống điều khiển tương đương
khác: Sử dụng các thông tin, dữ liệu từ các nguồn số liệu khác cho từng trường
hợp cụ thể theo quy định tại Quy trình phối hợp xác nhận các sự kiện phục vụ
các khoản thanh toán trên thị trường do Cục trưởng Cục Điều tiết điện
lực ban hành để thực hiện xác nhận sự kiện.
5. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị
phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận lại sản lượng hợp đồng
tháng và sản lượng hợp đồng giờ của nhà máy đã được điều chỉnh theo quy định
tại Khoản 1, Khoản 2 và Khoản 3 Điều này.
Mục 3. KẾ HOẠCH VẬN
HÀNH TUẦN TỚI
Điều 38. Giá trị nước
tuần tới
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm cập nhật số liệu phụ tải dự báo, thuỷ văn và các số
liệu có liên quan để tính toán giá trị nước tuần tới.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm cập nhật thông tin, tính toán lại giá trị nước cho
tuần tới và công bố các kết quả sau:
a) Giá trị nước và sản lượng dự kiến hàng giờ
của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;
b) Giá trị nước của các nhóm nhà máy thuỷ
điện bậc thang, các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần;
c) Sản lượng dự kiến hàng giờ của các nhà máy
thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày;
d) Mức nước giới hạn tuần của các hồ chứa
thủy điện có khả năng điều tiết trên 01 tuần theo quy định tại Quy
trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều
tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do
Bộ Công Thương ban hành.
Điều 39. Xác định sản
lượng hợp đồng của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01
tuần
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố sản lượng hợp đồng tuần và phân
bổ sản lượng hợp đồng tuần cho từng chu kỳ giao dịch trong tuần của các nhà máy
thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần theo quy định tại Quy
trình lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần tới do Cục Điều tiết điện lực
ban hành.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm gửi sản lượng hợp đồng tuần của các nhà máy thuỷ
điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần cho Đơn vị mua buôn duy nhất
và Đơn vị phát điện. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện có trách
nhiệm ký xác nhận sản lượng hợp đồng hàng tuần của nhà máy làm cơ sở để thanh
toán tiền điện.
Điều 40. Giới hạn giá
chào của nhà máy thuỷ điện
1. Giới hạn giá chào của nhà máy thủy điện có
hồ chứa điều tiết trên 01 tuần được xác định căn cứ theo giá trị nước tuần tới
của nhà máy đó được công bố theo quy định tại Khoản 2 Điều 38
Thông tư này, cụ thể như sau:
a) Giá sàn bản chào bằng 0 đồng/kWh;
b) Giá trần bản chào bằng giá trị lớn nhất
của:
- Giá trị nước của nhà máy đó;
- Giá trung bình của các giá trần bản chào
của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện trong kế hoạch vận hành
tháng;
c) Hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá trung bình của các giá trần bản
chào của các tổ máy nhiệt điện tháng tới cho các nhà máy thuỷ điện cùng thời
gian biểu công bố giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng tới.
2. Giới hạn giá chào của nhà máy thủy điện có
hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần được xác định như sau:
a) Giá sàn bản chào bằng 0 đồng/kWh;
b) Giá trần bản chào bằng giá trị lớn nhất
của:
- Giá trị nước cao nhất của các nhà máy thuỷ
điện tham gia thị trường;
- Giá trung bình của các giá trần bản chào
của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện trong kế hoạch vận hành
tháng;
c) Hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá trị nước cao nhất của các nhà máy
thuỷ điện tham gia thị trường tuần tới cho các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều
tiết từ 02 ngày đến 01 tuần.
3. Trường hợp hồ chứa của nhà máy thuỷ điện
vi phạm mức nước giới hạn tuần thì giá trần bản chào của nhà máy thủy điện này
áp dụng cho tuần tiếp theo bằng chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện chạy dầu
DO đắt nhất trong hệ thống điện. Khi đã đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn
tuần, nhà máy tiếp tục áp dụng mức giá trần theo quy định tại Khoản 1 hoặc Khoản
2 điều này kể từ ngày thứ Ba. Hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm công bố giá của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất
trong hệ thống điện.
4. Trường hợp nhà máy thuỷ điện đặt tại miền
có dự phòng điện năng thấp hơn 5% được công bố theo Quy trình thực hiện đánh
giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban
hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương
ban hành thì giá trần bản chào của các nhà máy thủy điện trong miền này của
tuần đánh giá bằng chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong
hệ thống điện. Khi dự phòng điện năng của miền bằng hoặc cao hơn 5% các nhà máy
trong miền này tiếp tục áp dụng mức giá trần theo quy định tại Khoản 1 và Khoản
2 Điều này.
5. Các nhà máy thủy điện tham gia thị trường
điện có trách nhiệm chào giá đáp ứng các yêu cầu sau:
a) Tuân thủ các quy định về giá trần bản chào
và giá sàn bản chào tại các Khoản 1, Khoản 2, Khoản 3 và Khoản 4 Điều này;
b) Các yêu cầu về ràng buộc nhu cầu sử dụng
nước phía hạ du và các ràng buộc về thủy văn khác.
Chương V
VẬN HÀNH
THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Mục 1. VẬN HÀNH THỊ
TRƯỜNG ĐIỆN NGÀY TỚI
Điều 41. Thông tin
cho vận hành thị trường điện ngày tới
Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định, tính toán và công bố các
thông tin sau:
1. Biểu đồ dự báo phụ tải ngày D của toàn hệ
thống điện quốc gia và từng miền Bắc, Trung, Nam.
2. Sản lượng dự kiến trong từng chu kỳ giao
dịch của ngày tới của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu, nhà máy điện
BOT, các nhà máy điện không trực tiếp chào giá trên thị trường điện.
3. Tổng sản lượng khí dự kiến ngày tới của
các nhà máy nhiệt điện khí sử dụng chung một nguồn khí.
4. Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu
dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
5. Các kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn
hạn cho ngày D theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương
ban hành.
6. Sản lượng dự kiến của các nhà máy thuỷ
điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trong từng chu kỳ giao dịch của ngày
tới.
7.[28] Sản lượng dự kiến của
các nhà máy thuỷ điện vi phạm mức nước giới hạn tuần trong 02 tuần liên tiếp
được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán lập lịch huy
động trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.
Điều 42. Bản chào giá
1. Bản chào giá được quy định tại Phụ lục 3 Thông tư này và phải tuân thủ các nguyên tắc
sau:
a) Có tối đa 05 (năm) cặp giá chào (đồng/kWh)
và công suất (MW) cho tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D;
b) Công suất trong bản chào giá là công suất
tại đầu cực máy phát điện;
c) Công suất chào của dải chào sau không được
thấp hơn công suất của dải chào liền trước. Bước chào tối thiểu là 03 (ba) MW;
d) Có các thông tin về thông số kỹ thuật của
tổ máy, bao gồm:
- Công suất công bố của tổ máy cho ngày D;
- Công suất phát ổn định thấp nhất của tổ
máy;
- Tốc độ tăng và giảm công suất tối đa của tổ
máy;
- Ràng buộc kỹ thuật khi vận hành đồng thời
các tổ máy.
đ) Công suất công bố của tổ máy trong bản
chào ngày D không thấp hơn mức công suất công bố trong ngày D-2 theo Quy
trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều
tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do
Bộ Công Thương ban hành trừ trường hợp dừng máy sửa chữa đột xuất (việc dừng
máy sửa chữa đột xuất này phải được phê duyệt) hoặc sự cố kỹ thuật bất khả
kháng. Nhà máy có trách nhiệm cập nhập công suất công bố khi giảm công suất khả
dụng;
e) Trong điều kiện bình thường dải công suất
chào đầu tiên trong bản chào giá của các tổ máy nhiệt điện phải bằng công suất
phát ổn định thấp nhất của tổ máy. Dải công suất chào cuối cùng phải bằng công
suất công bố. Đối với các nhà máy nhiệt điện trong quá trình khởi động và dừng
máy được phép cập nhật bản chào giờ với công suất thấp hơn công suất phát ổn
định thấp nhất;
g) Các nhà máy thủy điện có thể chào các dải
công suất đầu tiên trong từng giờ bằng 0 (không) MW. Đối với những nhà máy thủy
điện có khả năng điều tiết trên 02 ngày thì dải công suất chào cuối cùng phải
bằng công suất công bố;
h) Đơn vị của giá chào là đồng/kWh, với số
thập phân nhỏ nhất là 0,1;
i) Giá chào trong khoảng từ giá sàn đến giá
trần của tổ máy và không giảm theo chiều tăng của công suất chào.
2. Sửa đổi bản chào giá
a) Đơn vị chào giá được phép sửa đổi và nộp
lại bản chào giá ngày tới hoặc cho các chu kỳ giao dịch còn lại trong ngày D
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ít nhất 45 phút trước chu
kỳ giao dịch có thay đổi bản chào giá;
b) Bản chào giá sửa đổi không được thay đổi
giá chào so với bản chào ngày tới của đơn vị chào giá đó;
c) Bản chào giá sửa đổi không được thay đổi
công suất ở các mức công suất nhỏ hơn hoặc bằng công suất công bố cho giờ tới
trừ trường hợp vi phạm yêu cầu kỹ thuật của bản chào;
d)[29] Bản chào
giá sửa đổi tăng công suất của các đơn vị phát điện (trừ bản chào giá sửa đổi
tăng công suất của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày) chỉ
được sử dụng làm bản chào lập lịch giờ tới trong trường hợp có cảnh báo thiếu
công suất;
đ) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của các bản chào giá sửa đổi và
sử dụng làm bản chào giá lập lịch để lập lịch huy động giờ tới và tính giá thị
trường điện.
Điều 43. Chào giá
nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang
1. Nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang có trách
nhiệm chào giá theo một bản chào giá chung cả nhóm và tuân thủ giới hạn giá
chào quy định tại Điều 40 Thông tư này.
2. Các nhà máy điện trong nhóm nhà máy thuỷ
điện bậc thang có trách nhiệm thỏa thuận và thống nhất chỉ định đơn vị đại diện
chào giá. Đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang có
trách nhiệm nộp văn bản đăng ký kèm theo văn bản thỏa thuận giữa các nhà máy
điện trong nhóm cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Trong trường hợp không đăng ký đơn vị đại
diện chào giá cho nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm 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 thuỷ điện thuộc
nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang đề xuất tự chào giá, căn cứ theo đề xuất của
nhà máy thuỷ điện thuộc nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang và các ràng buộc tối
ưu sử dụng nước của cả nhóm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét,
quyết định việc chào giá của nhà máy thuỷ điện này.
6. Giá trị nước của nhóm nhà máy thuỷ điện
bậc thang là giá trị nước của hồ thuỷ điện lớn nhất trong bậc thang đó. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định hồ thuỷ điện
dùng để tính toán giá trị nước cho nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang cùng với
việc phân loại các nhà máy thuỷ điện quy định tại Điều 18 Thông
tư này.
7. Trong trường hợp nhóm nhà máy thuỷ điện
bậc thang có nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu:
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng phát hàng giờ trong tuần tới của
từng nhà máy điện trong nhóm nhà máy thủy điện bậc thang theo quy định tại Khoản 2 Điều 38 Thông tư này;
b) Khi sản lượng công bố của nhà máy thủy điện
đa mục tiêu trong nhóm bị điều chỉnh theo quy định tại Điều 54 Thông
tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều
chỉnh sản lượng công bố của các nhà máy điện ở bậc thang dưới cho phù hợp.
Điều 44. Chào giá nhà
máy thuỷ điện khác
1. Các nhà máy thủy điện khác có hồ chứa điều
tiết từ 02 ngày trở lên chào giá trên thị trường và tuân thủ giới hạn giá chào
quy định tại Điều 40 Thông tư này.
2. Các nhà máy thủy điện khác có hồ chứa điều
tiết dưới 02 ngày có trách nhiệm nộp bản chào giá của ngày D cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện. Bản chào của các nhà máy này được quy
định như sau:
a) Giá chào bằng 0 đồng/kWh cho tất cả các
dải chào;
b) Công suất chào bằng công suất dự kiến phát
của tổ máy trong chu kỳ giao dịch.
3.[30] Các nhà máy thủy điện
có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được phép nộp bản chào giá giờ tới sửa đổi
tăng công suất theo tình hình thủy văn thực tế của nhà máy.
Điều 45. Nộp bản chào
giá
1. Trước 11h30 ngày D-1, đơn vị chào giá có
trách nhiệm nộp bản chào giá ngày D.
2. Các đơn vị chào giá nộp bản chào giá qua
hệ thống thông tin thị trường. Trong trường hợp do sự cố không thể sử dụng hệ
thống thông tin thị trường, đơn vị chào giá có trách nhiệm thống nhất với Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các phương thức khác cho việc
nộp bản chào giá theo thứ tự ưu tiên sau:
a) Bằng thư điện tử vào địa chỉ hòm thư do
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định;
b) Bằng fax theo số fax do Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện quy định;
c) Nộp bản chào trực tiếp tại trụ sở Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 46. Kiểm tra
tính hợp lệ của bản chào giá
1. Trước 11h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của bản chào
giá đã nhận được từ các đơn vị chào giá theo quy định tại Điều
42 Thông tư này. Trường hợp đơn vị chào giá gửi nhiều bản chào giá thì chỉ
xem xét bản chào giá nhận được cuối cùng.
2. Trong trường hợp bản chào giá không hợp
lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo
cho đơn vị nộp bản chào giá đó và yêu cầu đơn vị này nộp lại bản chào giá lần
cuối trước thời điểm chấm dứt chào giá.
3. Sau khi nhận được thông báo của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện về bản chào giá không hợp lệ, đơn vị chào
giá có trách nhiệm sửa đổi và nộp lại bản chào giá trước thời điểm chấm dứt
chào giá.
Điều 47. Bản chào giá
lập lịch
1. Sau thời điểm chấm dứt chào giá, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ
của các bản chào giá nhận được cuối cùng theo quy định tại Điều
42 Thông tư này. Bản chào giá cuối cùng hợp lệ được sử dụng làm bản chào
giá lập lịch cho việc lập lịch huy động ngày tới.
2. Trong trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện không nhận được bản chào giá hoặc bản chào giá cuối
cùng của đơn vị chào giá không hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện sử dụng bản chào giá mặc định của Đơn vị phát điện đó làm bản chào
giá lập lịch.
3. Bản chào giá mặc định của các nhà máy điện
được xác định như sau:
a) Đối với các nhà máy nhiệt điện, bản chào
giá mặc định là bản chào giá hợp lệ gần nhất. Trong trường hợp bản chào giá hợp
lệ gần nhất không phù hợp với trạng thái vận hành thực tế của tổ máy, bản chào
giá mặc định là bản chào giá tương ứng với trạng thái hiện tại và nhiên liệu sử
dụng trong bộ bản chào giá mặc định áp dụng cho tháng đó của tổ máy. Đơn vị
chào giá có trách nhiệm xây dựng bộ bản chào mặc định áp dụng cho tháng tới của
tổ máy nhiệt điện tương ứng với các trạng thái vận hành và nhiên liệu của tổ
máy và nộp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 25
hàng tháng;
b) Đối với các nhà máy thuỷ điện và nhóm nhà
máy thuỷ điện bậc thang, bản chào giá mặc định là bản chào có giá chào bằng giá
trần bản chào tương ứng của nhà máy thủy điện được quy định tại Điều
40 Thông tư này.
Điều 48. Số liệu sử
dụng cho lập lịch huy động ngày tới
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm sử dụng các số liệu dưới đây để lập lịch huy động ngày tới:
1. Biểu đồ phụ tải ngày của toàn hệ thống
điện quốc gia và từng miền Bắc, Trung, Nam.
2. Các bản chào giá lập lịch của các đơn vị
chào giá.
3. Sản lượng dự kiến trong từng chu kỳ giao
dịch của ngày tới của các nhà máy điện quy định tại Khoản 2 Điều
41, Khoản 7 Điều 43 và Điểm b Khoản 2 Điều 44 Thông tư này.
4. Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu
quy định tại Điều 62 và Điều 63 Thông tư này.
5. Công suất các tổ máy của các nhà máy điện
cung cấp dịch vụ phụ trợ.
6. Yêu cầu về công suất dự phòng quay và điều
tần.
7. Lịch bảo dưỡng sửa chữa lưới điện truyền
tải và các tổ máy phát điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện phê duyệt.
8. Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện.
9. Biểu đồ huy động của các nhà máy điện bị
đình chỉ quyền tham gia thị trường điện quy định tại Khoản 3
Điều 8 Thông tư này.
10. Các kết quả đánh giá an ninh hệ thống
ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ
Công Thương ban hành.
11. Thông tin cập nhật về độ sẵn sàng của
lưới điện truyền tải và các tổ máy phát điện từ hệ thống SCADA hoặc do Đơn vị
truyền tải điện và các đơn vị phát điện cung cấp.
Điều 49. Lập lịch huy
động ngày tới
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm lập lịch huy động ngày tới. Lịch huy động ngày tới bao gồm:
1. Lịch huy động không ràng buộc, bao gồm:
a) Giá điện năng thị trường dự kiến trong
từng chu kỳ giao dịch của ngày tới;
b) Thứ tự huy động các tổ máy phát điện trong
từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.
2. Lịch huy động ràng buộc, bao gồm:
a) Biểu đồ dự kiến huy động từng tổ máy trong
từng chu kỳ giao dịch của ngày tới, giá biên từng miền trong từng chu kỳ giao
dịch ngày tới;
b) Lịch ngừng, khởi động và trạng thái nối
lưới dự kiến của từng tổ máy trong ngày tới;
c) Phương thức vận hành, sơ đồ kết dây dự
kiến của hệ thống điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới;
d) Các thông tin cảnh báo (nếu có).
3. Lập lịch huy động ngày tới trong trường
hợp thừa công suất
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
có trách nhiệm tính toán việc giảm công suất dần về công suất phát ổn định thấp
nhất hoặc ngừng và thay đổi lại thời gian khởi động lại các tổ máy trong trường
hợp thừa công suất theo nguyên tắc sau:
a) Giảm công suất các tổ máy có giá hợp đồng
mua bán điện (Pc) theo thứ tự từ cao đến thấp;
b) Ngừng các tổ máy có giá hợp đồng mua bán
điện (Pc) theo thứ tự từ cao đến thấp;
c) Ngừng các tổ máy có chi phí khởi động từ
thấp đến cao;
d) Khi khởi động lại theo thứ tự các tổ máy
có giá hợp đồng mua bán điện (Pc) theo thứ tự từ thấp đến cao;
đ) Tính toán thời gian ngừng các tổ máy để
đáp ứng yêu cầu của hệ thống, hạn chế việc vận hành lên, xuống các tổ máy nhiều
lần.
Điều 50. Công bố lịch
huy động ngày tới
Trước 16h00 hàng ngày, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các thông tin trong lịch
huy động ngày tới, cụ thể như sau:
1. Công suất huy động dự kiến bao gồm cả công
suất điều tần và dự phòng quay của các tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch của
ngày tới. Giá biên từng miền trong từng chu kỳ giao dịch ngày tới.
2. Giá điện năng thị trường dự kiến cho từng
chu kỳ giao dịch của ngày tới.
3. Danh sách các tổ máy dự kiến phải phát
tăng hoặc phát giảm công suất trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.
4. Thông tin về cảnh báo thiếu công suất
trong ngày tới (nếu có), bao gồm:
a) Các chu kỳ giao dịch dự kiến thiếu công
suất;
b) Lượng công suất thiếu;
c) Các ràng buộc an ninh hệ thống bị vi phạm.
5. Thông tin về cảnh báo thừa công suất (nếu
có) trong ngày tới, bao gồm:
a) Các chu kỳ giao dịch dự kiến thừa công
suất;
b) Các tổ máy dự kiến sẽ dừng phát điện.
Điều 51. Hoà lưới tổ
máy phát điện
1. Đối với tổ máy khởi động chậm, Đơn vị phát
điện có trách nhiệm chuẩn bị sẵn sàng để 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 giờ tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
công bố.
3. Trong quá trình hòa lưới của các tổ máy
nhiệt điện, Đơn vị phát điện có trách nhiệm cập nhật công suất từng giờ vào bản
chào giờ trước 60 phút trước chu kỳ giao dịch để phục vụ vận hành và tính toán
thanh toán.
Điều 52. Xử lý trong
trường hợp có cảnh báo thiếu công suất
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện được phép sửa đổi công suất công bố của các nhà máy thủy điện chiến
lược đa mục tiêu theo quy định tại Khoản 2 Điều 54 Thông tư này.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm sử dụng bản chào tăng công suất làm bản chào giá lập
lịch để lập lịch huy động giờ tới và tính giá thị trường điện.
Mục 2. VẬN HÀNH THỊ
TRƯỜNG ĐIỆN GIỜ TỚI
Điều 53. Dữ liệu lập
lịch huy động giờ tới
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm sử dụng các số liệu dưới đây để lập lịch huy động giờ tới:
1. Biểu đồ phụ tải của toàn hệ thống điện
quốc gia và từng miền Bắc, Trung, Nam dự báo cho giờ tới và 03 giờ tiếp theo.
2. Kế hoạch hòa lưới của các tổ máy khởi động
chậm theo lịch huy động ngày tới đã được công bố.
3. Các bản chào giá lập lịch của các đơn vị
chào giá có cập nhật các bản chào giờ của các tổ máy khởi động chậm trong quá
trình hoà lưới, bản chào giờ của các tổ máy trong quá trình ngừng tổ máy do sự
cố hoặc giảm công suất do sự cố kỹ thuật bất khả kháng, bản chào giờ của các tổ
máy công bố tăng công suất trong trường hợp hệ thống điện thiếu nguồn, các đơn
vị được phép cập nhật bản chào giờ tối thiểu 45 phút trước chu kỳ giao dịch.
4. Sản lượng công bố của các nhà máy thủy
điện đa mục tiêu.
5. Công suất điều tần, dự phòng quay, dự
phòng khởi động nhanh, dự phòng nguội và vận hành phải phát do ràng buộc an
ninh hệ thống điện cho giờ tới.
6. Độ sẵn sàng của lưới điện truyền tải và
các tổ máy phát điện từ hệ thống SCADA hoặc do Đơn vị truyền tải điện và các
đơn vị phát điện cung cấp.
7. Các ràng buộc khác về an ninh hệ thống.
8. Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện.
9. Công suất công bố theo lịch huy động ngày
tới của các nhà máy điện không chào giá trực tiếp trên thị trường điện.
10. Sản lượng điện nhập khẩu.
Điều 54. Điều chỉnh
sản lượng công bố của nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu
1. Trước khi lập lịch huy động giờ tới, Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép điều chỉnh sản lượng giờ
của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu đã được công bố theo quy định tại Khoản 2 Điều 41 Thông tư này trong các trường hợp sau:
a) Có biến động bất thường về thuỷ văn;
b) Có cảnh báo thiếu công suất theo lịch huy
động ngày tới;
c) Có quyết định của cơ quan quản lý nhà nước
có thẩm quyền về điều tiết hồ chứa của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu
phục vụ mục đích chống lũ, tưới tiêu.
2. Phạm vi điều chỉnh sản lượng giờ của nhà
máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong các trường hợp quy định tại Điểm a
và Điểm b Khoản 1 Điều này là ±5% của tổng công suất đặt của các nhà máy thuỷ
điện chiến lược đa mục tiêu trong hệ thống điện không bao gồm phần công suất
dành cho điều tần và dự phòng quay.
Điều 55. Lập lịch huy
động giờ tới
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động giờ tới cho các tổ máy phát điện
theo phương pháp lập lịch có ràng buộc và phương pháp lập lịch không ràng buộc.
2. Lập lịch huy động giờ tới trong trường hợp
thiếu công suất
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện lập lịch huy động các tổ máy theo thứ tự sau:
- Theo bản chào giá lập lịch;
- Các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục
tiêu theo công suất điều chỉnh;
- Các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng khởi
động nhanh, các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng nguội theo lịch huy động ngày
tới;
- Các tổ máy cung cấp dịch vụ vận hành phải
phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện;
- Công suất dự phòng quay;
- Giảm công suất dự phòng điều tần xuống mức
thấp nhất cho phép.
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện kiểm tra, xác định lượng công suất dự kiến cần sa thải để đảm bảo
an ninh hệ thống.
3. Lập lịch huy động giờ tới trong trường hợp
thừa công suất
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm điều chỉnh lịch huy động giờ tới thông qua các biện pháp
theo thứ tự sau:
a) Dừng các tổ máy tự nguyện ngừng phát điện;
b) Giảm dần công suất phát của các tổ máy
khởi động chậm về mức công suất phát ổn định thấp nhất;
c) Giảm tối thiểu công suất phát của tổ máy
cung cấp dịch vụ dự phòng quay;
d) Giảm tối thiểu công suất phát của tổ máy
cung cấp dịch vụ điều tần;
đ) Dừng các tổ máy khởi động chậm theo thứ tự
sau:
- Có thời gian khởi động ngắn nhất;
- Có giá hợp đồng mua bán điện (Pc) từ cao
đến thấp;
- Có chi phí khởi động từ thấp đến cao. Chi
phí khởi động do Đơn vị mua buôn duy nhất thỏa thuận với Đơn vị phát điện và
cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
- Có mức công suất thấp nhất đủ để giải quyết
tình trạng thừa công suất.
Điều 56. Công bố lịch
huy động giờ tới
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm công bố lịch huy động giờ tới 15 phút trước chu kỳ giao
dịch, bao gồm các nội dung sau:
1. Phụ tải dự báo giờ tới của toàn hệ thống
điện quốc gia và các miền Bắc, Trung, Nam.
2. Lịch huy động các tổ máy phát điện, giá
biên các miền Bắc, Trung, Nam trong giờ tới và 03 giờ tiếp theo được lập theo
quy định tại Điều 55 Thông tư này.
3. Các biện pháp xử lý của Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện trong trường hợp thiếu hoặc thừa công suất.
4. Các thông tin về việc điều chỉnh công suất
công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo quy định tại Điều 54 Thông tư này.
5. Lịch sa thải phụ tải dự kiến (nếu có).
Mục 3. VẬN HÀNH THỜI
GIAN THỰC
Điều 57. Điều độ hệ
thống điện thời gian thực
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm vận hành hệ thống điện trong thời gian thực căn cứ
lịch huy động giờ tới đã được công bố và tuân thủ quy định về vận hành hệ thống
điện thời gian thực tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban
hành.
2. Đơn vị phát điện có trách nhiệm tuân thủ
lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị phát điện sở hữu các nhà máy thuỷ
điện có trách nhiệm tuân thủ theo quy định về mức nước giới hạn tuần được quy
định tại Điều 38 Thông tư này.
Điều 58. Xử lý trong
trường hợp hồ chứa của nhà máy thuỷ điện vi phạm mức nước giới hạn tuần
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm cảnh báo việc nhà máy vi phạm mức nước giới hạn
tuần, nhà máy điện có trách nhiệm điều chỉnh giá chào trong các ngày tiếp theo
để đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần tiếp theo.
2. Trong trường hợp hồ chứa của nhà máy điện
có 02 tuần liền vi phạm mức nước giới hạn tuần thì bắt đầu từ 00h00 ngày thứ Hai
của tuần tiếp theo bản chào của nhà máy điện này sẽ không được sử dụng để lập
lịch huy động. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép can
thiệp vào lịch huy động các nhà máy điện này căn cứ kết quả tính toán giá trị
nước để đảm bảo các yêu cầu về an ninh hệ thống điện và đưa mực nước của hồ
chứa về mức nước giới hạn tuần.
Trong trường hợp mức nước hồ chứa bị vi phạm hoàn
toàn do việc huy động trên cơ sở bản chào giá của nhà máy, không phải do huy
động để đảm bảo yêu cầu về an ninh hệ thống điện thì trong thời gian bị can
thiệp các nhà máy này chỉ được thanh toán với giá bằng 90% giá hợp đồng mua bán
điện nhưng không quá 02 tuần kể từ khi bị can thiệp.
Trong trường hợp mức nước hồ chứa bị vi phạm do
việc huy động để đảm bảo an ninh hệ thống điện thì trong thời gian bị can thiệp
các nhà máy này được thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện.
3. Sau 02 tuần kể từ khi Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện can thiệp, mức nước của hồ chứa vẫn vi phạm mức
nước giới hạn tuần do điều kiện thuỷ văn hoặc do phải huy động nhà máy để đảm
bảo yêu cầu về an ninh hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện được phép tiếp tục can thiệp vào lịch huy động các nhà máy điện. Trong
thời gian này nhà máy điện được thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện.
4. Khi đã đảm bảo không vi phạm mức nước giới
hạn tuần, nhà máy thuỷ điện được tiếp tục tham gia chào giá vào tuần tiếp theo.
5. Trước 10h00 ngày thứ Hai,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo về
việc lập lịch huy động kể từ ngày thứ Ba cho Đơn vị phát điện và Đơn vị mua
buôn duy nhất trong các trường hợp sau:
a) Nhà máy vi phạm mức nước hồ chứa và nhà
máy bị can thiệp lịch huy động;
b) Mức nước hồ chứa của nhà máy đã về mức
nước giới hạn tuần, nhà máy được phép chào giá.
6. Trước 10h00 ngày D-1, căn cứ theo tình
hình thuỷ văn, mức nước của hồ thuỷ điện của nhà máy thuỷ điện đó, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố sản
lượng dự kiến huy động từng giờ trong ngày tới của nhà máy thuỷ điện bị can
thiệp lịch huy động theo nguyên tắc sau:
a) Đảm bảo an ninh cung cấp điện, các ràng
buộc về yêu cầu sử dụng nước hạ du và các ràng buộc kỹ thuật khác;
b) Đảm bảo tối thiểu hóa chi phí mua điện cho
toàn hệ thống.
Điều 59. Can thiệp
vào thị trường điện
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện được phép can thiệp vào thị trường điện trong các trường hợp sau:
a) Hệ thống đang vận hành trong chế độ khẩn
cấp được quy định trong Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban
hành;
b) Không thể đưa ra lịch huy động giờ tới 15
phút trước giờ vận hành.
2. Trong trường hợp can thiệp vào thị trường
điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm huy động
các tổ máy để đảm bảo các mục tiêu theo thứ tự ưu tiên sau:
a) Đảm bảo cân bằng được công suất phát và
phụ tải;
b) Đáp ứng được yêu cầu về dự phòng điều tần;
c) Đáp ứng được yêu cầu về dự phòng quay;
d) Đáp ứng được yêu cầu về chất lượng điện
áp.
3. Công bố thông tin về can thiệp vào thị
trường điện
a) Khi can thiệp vào thị trường điện, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải công bố các nội dung sau:
- Các lý do phải can thiệp thị trường điện;
- Các chu kỳ giao dịch dự kiến can thiệp vào
thị trường điện.
b) Trong thời hạn 24 giờ kể từ khi kết thúc
can thiệp vào thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
có trách nhiệm công bố các nội dung sau:
- Các lý do phải can thiệp vào thị trường
điện;
- Các chu kỳ giao dịch can thiệp vào thị
trường điện;
- Các biện pháp do Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện áp dụng để can thiệp vào thị trường điện.
Điều 60. Dừng thị
trường điện
1. Thị trường điện dừng vận hành khi xảy ra
một trong các trường hợp sau:
a) Do các tình huống khẩn cấp về thiên tai
hoặc bảo vệ an ninh quốc phòng;
b) Do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện đề nghị dừng thị trường điện theo một trong các trường hợp sau:
- Hệ thống điện vận hành trong chế độ cực kỳ
khẩn cấp được quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương
ban hành;
- Không đảm bảo việc vận hành thị trường điện
an toàn, liên tục.
c) Các trường hợp khác theo yêu cầu của cơ
quan có thẩm quyền.
2. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem
xét, quyết định dừng thị trường điện trong các trường hợp quy định tại Điểm a
và Điểm b Khoản 1 Điều này và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm thông báo cho các thành viên tham gia thị trường
điện về quyết định dừng thị trường điện của Cục Điều tiết điện lực.
4. Vận hành hệ thống điện trong thời gian
dừng thị trường điện
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm điều độ, vận hành hệ thống điện theo các nguyên tắc
sau:
- Đảm bảo hệ thống vận hành an toàn, ổn định,
tin cậy với chi phí mua điện cho toàn hệ thống thấp nhất;
- Đảm bảo thực hiện các thoả thuận về sản
lượng trong các hợp đồng xuất khẩu, nhập khẩu điện, hợp đồng mua bán điện của
các nhà máy điện BOT và các hợp đồng mua bán điện có cam kết sản lượng của các
nhà máy điện khác;
b) Các đơn vị phát điện, Đơn vị truyền tải
điện và các đơn vị có liên quan khác có trách nhiệm tuân thủ lệnh điều độ của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 61. Khôi phục
thị trường điện
1. Thị trường điện được khôi phục vận hành khi
đảm bảo các điều kiện sau:
a) Các nguyên nhân dẫn đến việc dừng thị
trường điện đã được khắc phục;
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện xác nhận về khả năng vận hành lại thị trường điện.
2. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem
xét, quyết định khôi phục thị trường điện và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm thông báo cho các thành viên tham gia thị trường
điện về quyết định khôi phục thị trường điện của Cục Điều tiết điện lực.
Mục 4. XUẤT KHẨU,
NHẬP KHẨU ĐIỆN TRONG VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 62. Xử lý điện
năng xuất khẩu trong lập lịch huy động
1. Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng điện năng xuất
khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
2. Sản lượng điện năng xuất khẩu được tính
như phụ tải tại điểm xuất khẩu và được dùng để tính toán dự báo phụ tải hệ
thống phục vụ lập lịch huy động ngày tới và giờ tới.
Điều 63. Xử lý điện
năng nhập khẩu trong lập lịch huy động
1. Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng điện năng nhập
khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
2. Sản lượng điện năng nhập khẩu trong lập
lịch huy động được tính như nguồn phải phát với biểu đồ đã được công bố trước
trong ngày tới.
Điều 64. Thanh toán
cho lượng điện năng xuất khẩu và nhập khẩu
Lượng điện năng nhập khẩu được thanh toán
theo hợp đồng mua bán điện đã được ký kết giữa các bên.
Chương VI
TÍNH
TOÁN GIÁ ĐIỆN NĂNG THỊ TRƯỜNG VÀ THANH TOÁN TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Mục 1. SỐ LIỆU ĐO ĐẾM
ĐIỆN NĂNG
Điều 65. Cung cấp số
liệu đo đếm
1. Trước 15h00 ngày D+1, Đơn vị quản lý số
liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện và Đơn vị mua buôn duy nhất số liệu đo đếm điện năng của
từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
2. Trước ngày làm việc thứ 08 sau khi kết
thúc chu kỳ thanh toán, Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm
cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện số liệu đo đếm
điện năng trong chu kỳ thanh toán được quy định tại Quy định về đo đếm điện
năng trong thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 66. Lưu trữ số
liệu đo đếm
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và các hồ sơ liên quan
trong thời hạn ít nhất là 05 năm.
Mục 2. TÍNH TOÁN GIÁ
ĐIỆN NĂNG THỊ TRƯỜNG VÀ CÔNG SUẤT THANH TOÁN
Điều 67. Xác định giá
điện năng thị trường
1. Sau ngày giao dịch D, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch tính giá điện năng thị
trường cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D theo trình tự sau:
a) Tính toán phụ tải hệ thống trong chu kỳ
giao dịch bằng cách quy đổi sản lượng đo đếm về phía đầu cực các tổ máy phát
điện;
b) Thực hiện lập lịch tính giá điện năng thị
trường theo phương pháp lập lịch không ràng buộc theo trình tự như sau:
- Sắp xếp cố định dưới phần nền của biểu đồ
phụ tải hệ thống điện các sản lượng phát thực tế của các Đơn vị phát điện gián
tiếp giao dịch thị trường điện, điện năng nhập khẩu, nhà máy điện BOT, các tổ
máy thí nghiệm, nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng
lên hệ thống điện quốc gia, các tổ máy bị tách ra khỏi thị trường điện;
- Sắp xếp các dải công suất trong bản chào
giá lập lịch của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch.
2. Giá điện năng thị trường bằng giá chào của
dải công suất cuối cùng được xếp lịch để đáp ứng mức phụ tải hệ thống trong
lịch tính giá điện năng thị trường. Trong trường hợp giá chào của dải công suất
cuối cùng trong lịch tính giá điện năng thị trường cao hơn giá trần thị trường,
giá điện năng thị trường được tính bằng giá trần thị trường.
3. Trước 9h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá điện năng thị trường
của từng chu kỳ giao dịch trong ngày D.
Điều 68. Xác định
công suất thanh toán [31]
1.
Các nguyên tắc xác định công suất thanh toán cho từng chu kỳ giao dịch
a) Các tổ máy tham gia phát điện trong
mỗi chu kỳ trên thị trường được lập lịch nhận giá công suất thị trường cho chu
kỳ đó trừ các tổ máy khởi động chậm đã ngừng để làm dự phòng, tổ máy đã ngừng
sự cố;
b) Đối với các tổ máy không cung cấp dịch
vụ dự phòng quay và điều tần, công suất thanh toán của tổ máy bằng sản lượng
điện năng của tổ máy tại vị trí đo đếm điện trong chu kỳ giao dịch;
c) Đối với các tổ máy tham gia cung cấp
dịch vụ dự phòng quay và điều tần, ngoài sản lượng điện năng của tổ máy
tại vị trí đo đếm điện (tại điểm giao nhận) trong chu kỳ giao dịch, tổ máy được
thanh toán thêm đối với công suất dự phòng quay và điều tần xác định theo quy
định tại Khoản 2 và Khoản 3 Điều này.
2. Công suất dự phòng quay dùng để
tính thanh toán trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo công thức sau:
Qdpq = Min
[{Min[(Qdd,i (QĐ) + Qdpqcb), Qcb] – Qmq},
Qdpqcb]
Trong
đó:
|
Qdpq:
|
Lượng
công suất thanh toán dự phòng quay của tổ máy trong chu kỳ giao
dịch i
tại vị trí đo đếm (kW);
|
|
Qdd,i
(QĐ):
|
Sản
lượng huy động theo lệnh điều độ được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu
kỳ giao dịch i (kWh);
|
|
Qdpqcb:
|
Công
suất dự phòng quay công bố cho ngày tới của tổ máy được quy đổi về vị trí đo
đếm trong chu kỳ giao dịch i (kW);
|
|
Qcb:
|
Công
suất công bố của tổ máy trong bản chào lập lịch của tổ máy được quy đổi về vị
trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kW);
|
|
Qmq:
|
Sản
lượng điện năng đo đếm của tổ máy trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
|
3. Công suất điều tần dùng để tính
thanh toán trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo công thức sau:
Qđt = Min [{Min[(Qdd,i
(QĐ) + Qđtcb), Qcb] – Qmq}, Qđtcb]
Trong
đó:
|
Qđt:
|
Lượng
công suất thanh toán điều tần của tổ máy trong chu kỳ giao
dịch i
đã quy đổi về vị trí đo đếm (kW);
|
|
Qdd,i
(QĐ):
|
Sản
lượng huy động theo lệnh điều độ được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu
kỳ giao dịch i (kWh);
|
|
Qđtcb:
|
Công
suất điều tần công bố cho ngày tới của tổ máy được quy đổi về vị trí đo đếm
trong chu kỳ giao dịch i (kW);
|
|
Qcb:
|
Công
suất công bố của tổ máy trong bản chào lập lịch của tổ máy được quy đổi về vị
trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kW);
|
|
Qmq:
|
Sản
lượng điện năng đo đếm của tổ máy trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
|
4. Trước 9h00 ngày D+2, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lượng công suất
thanh toán của từng tổ máy trong các chu kỳ giao dịch của ngày D.
Điều 69. Xác định giá
điện năng thị trường và công suất thanh toán khi can thiệp vào thị trường điện
1. Trong trường hợp thời gian can thiệp thị
trường nhỏ hơn 24 giờ:
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện sử dụng bản chào giá hợp lệ để xác định giá điện năng thị trường
theo quy định tại Điều 67 và lượng công suất thanh toán
theo quy định tại Điều 68 Thông tư này;
b) Trong trường hợp tổ máy không có bản chào
giá hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng giá sàn
cho phần sản lượng hợp đồng giờ và giá trần bản chào cho sản lượng ngoài hợp
đồng để lập lịch tính giá điện năng thị trường và lịch công suất cho chu kỳ
giao dịch đó.
2. Trong trường hợp thời gian can thiệp thị
trường lớn hơn hoặc bằng 24 giờ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện không có trách nhiệm thực hiện tính toán giá điện năng thị trường và công
suất thanh toán cho khoảng thời gian thị trường bị can thiệp.
Mục 3. THANH TOÁN CHO
ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN GIAO DỊCH TRỰC TIẾP
Điều 70. Sản lượng
điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường điện
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán các thành phần sản lượng điện năng của nhà
máy điện trong chu kỳ giao dịch phục vụ thanh toán trong thị trường điện, bao
gồm:
a) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá
chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường (Qbp);
b) Sản lượng điện năng phát tăng thêm (Qcon);
c) Sản lượng điện năng phát sai khác so với
sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu);
d) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá
điện năng thị trường (Qsmp).
2. Sản lượng điện năng phát sai khác so với
sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu) của nhà máy điện trong chu kỳ giao
dịch được xác định theo trình tự sau:
a) Xác định sản lượng huy động theo lệnh điều
độ
Sản lượng huy động theo lệnh điều độ là sản
lượng tại đầu cực máy phát được tính toán căn cứ theo lệnh điều độ huy động tổ
máy của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, căn cứ vào công suất
theo lệnh điều độ và tốc độ tăng giảm tải của tổ máy phát điện. Sản lượng huy
động theo lệnh điều độ được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i;
J: Số lần thay đổi lệnh điều độ trong chu kỳ
giao dịch i;
: Thời điểm lần thứ j trong chu kỳ giao dịch
i Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ thay đổi
công suất của tổ máy phát điện (phút);
: Thời điểm tổ máy đạt được mức công suất do
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ tại thời điểm 
(phút);
: Sản lượng huy động theo lệnh điều độ tính
tại đầu cực máy phát xác định cho chu kỳ giao dịch i;
: Công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm 
;
: Công suất tổ máy đạt được tại thời điểm .
Khoảng thời gian từ thời điểm lệnh điều độ công suất 
đến thời điểm 
mà tổ máy phát điện đạt được công
suất được xác định
như sau:
Trong đó:
a: Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy đăng ký
trong bản chào giá lập lịch (MW/phút).
Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy đăng ký trong
bản chào giá lập lịch phải phù hợp với tốc độ tăng giảm tải được công bố trong
hợp đồng mua bán điện. Trong trường hợp hợp đồng mua bán điện không có tốc độ
tăng giảm tải hoặc tốc độ tăng giảm tải trong hợp đồng có sự sai khác với thực
tế, Đơn vị phát điện có trách nhiệm xác định các số liệu này theo kết quả thí
nghiệm hoặc tổng hợp từ thực tế vận hành của tổ máy và ký kết bổ sung phụ lục
hợp đồng về đặc tính kỹ thuật này với Đơn vị mua buôn duy nhất để làm căn cứ
thanh toán;
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán quy đổi sản lượng huy động theo lệnh điều
độ (Qddi j ) về vị trí đo đếm;
c) Sản lượng điện năng phát sai khác so với
sản lượng huy động theo lệnh điều độ được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Sản lượng điện năng phát sai khác so với
sản lượng huy động theo lệnh điều độ được quy đổi về vị trí đo đếm cho chu kỳ
giao dịch i;
: Sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng huy động theo lệnh điều độ được
quy đổi về vị trí đo đếm cho chu kỳ giao dịch i.
d) Trường hợp tổ máy nhiệt điện trong quá
trình khởi động hoặc quá trình dừng máy (không phải do sự cố) thì sản lượng Qdu
này bằng không (Qdui = 0). Nếu tổ máy này có ràng buộc kỹ thuật, gây ảnh hưởng
đến công suất phát của các tổ máy khác của nhà máy thì các tổ máy bị ảnh hưởng này
cũng không tính sản lượng Qdu (Qdui = 0);
đ) Để tăng tính chính xác trong việc xác định
thành phần Qdu, các công tơ đo đếm đầu cực tổ máy và các công tơ lắp tại các điểm
đo đếm tự dùng của tổ máy (nếu có) được ưu tiên sử dụng để xác định sản lượng
thực phát đầu cực của các tổ máy phát điện để so sánh với việc tuân thủ lệnh điều
độ theo hệ thống quản lý mệnh lệnh điều độ (DIM);
e) Sai số điện năng điều độ cho phép tại đầu
cực đối với các tổ máy có công suất lắp đặt dưới 100 MW là 5%, đối với các tổ
máy có công suất lắp đặt từ 100 MW trở lên là 3% nhưng trong mọi trường hợp
không nhỏ hơn 1,5 MW. Trường hợp sản lượng 
nằm trong giới hạn sai số cho phép thì phần
sản lượng này bằng không (= 0).
3. Sản lượng điện năng thanh toán theo giá
chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường trong
chu kỳ giao dịch được xác định như sau:
a) Xác định các tổ máy có giá chào cao hơn
giá trần thị trường được xếp lịch tính giá thị trường cho chu kỳ giao dịch i và
vị trí đo đếm của tổ máy đó;
b) Tính toán sản lượng điện năng thanh toán
theo giá chào tại từng vị trí đo đếm xác định tại Điểm a Khoản này theo công
thức sau:
nếu 
và 
≥ 0
nếu 
và < 0
nếu 
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i;
j: Điểm đo đếm thứ j của nhà máy nhiệt điện,
xác định tại Điểm a Khoản này;
: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá
chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng đo đếm tại vị trí đo
đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng ứng với lượng công suất
có giá chào thấp hơn hoặc bằng giá trần thị trường trong chu kỳ giao dịch i của
các tổ máy có đấu nối vào vị trí đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó
(kWh);
: Sản lượng điện năng ứng với lượng công suất
có giá chào cao hơn giá trần thị trường và được xếp trong lịch tính giá thị
trường trong chu kỳ giao dịch i của các tổ máy có đấu nối vào vị trí đo đếm j
và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh);
: Sản lượng điện năng phát sai khác so với
sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy có đấu nối vào vị trí đo đếm j
và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh).
c) Tính toán sản lượng điện năng thanh toán
theo giá chào cho nhà máy điện theo công thức sau:
Trong đó:
j: Điểm đo đếm thứ j của nhà máy nhiệt điện,
xác định tại điểm a Khoản này;
J: Tổng số các điểm đo đếm của nhà máy điện
có tổ máy chào cao hơn giá trần thị trường và được xếp lịch tính giá thị
trường;
: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá
chào của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá
chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
4. Sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà
máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán sản lượng điện năng phát tăng
thêm trong chu kỳ giao dịch tại đầu cực của tổ máy theo công thức sau:
Trường hợp Qdu > 0:
Trường hợp Qdu ≤ 0:
Trong đó:
: Sản lượng điện năng phát tăng thêm của tổ
máy tính tại đầu cực trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng đo đếm thanh toán của tổ máy g
trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về đầu cực tổ máy (kWh);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i;
J: Số lần thay đổi lệnh điều độ do ràng buộc
trong chu kỳ giao dịch i;
: Thời điểm lần thứ j trong chu kỳ giao dịch
i Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ thay đổi
công suất của tổ máy phát điện do ràng buộc (phút). Trường hợp tại thời điểm này
mà công suất của tổ máy phát điện thấp hơn 
thì được xác định là thời điểm tổ máy đạt công
suất;
: Thời điểm tổ máy đạt được mức công suất do
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ tại thời điểm 
(phút); Trường hợp tại
thời điểm này mà công suất của tổ máy phát điện thấp hơn thì được xác định là thời điểm tổ máy đạt công
suất;
: Công suất của tổ máy được xếp trong lịch tính
giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (kW);
: Công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm 
. Trường hợp công suất này
nhỏ hơn thì công
suất này được tính bằng;
: Công suất tổ máy đạt được tại thời điểm ;
: Sản lượng điện năng phát sai khác so với
sản lượng huy động theo lệnh điều độ quy đổi về đầu cực máy phát.
Khoảng thời gian từ thời điểm lệnh điều độ công suất 
đến thời điểm 
mà tổ máy phát điện đạt được công
suất được xác định
như sau:
Trong đó:
a: Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy đăng ký
trong bản chào giá lập lịch (MW/phút).
b) Xác định sản lượng điện năng phát tăng
thêm trong chu kỳ giao dịch của tổ máy, 
, bằng cách quy đổi sản lượng 
từ vị trí đầu cực tổ máy về vị trí
đo đếm. Trường hợp tổ máy nhiệt điện trong quá trình khởi động hoặc quá trình
dừng máy (không phải do sự cố) thì bằng 0;
c) Tính toán sản lượng điện năng phát tăng
thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i theo công thức sau:
Trong đó:
: Tổng sản lượng phát tăng thêm của nhà máy
điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
g: Tổ máy phát tăng thêm của nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy phát tăng thêm của nhà máy
điện trong chu kỳ giao dịch i;
: Sản lượng phát tăng thêm của tổ máy g trong
chu kỳ giao dịch i (kWh).
5. Sản lượng điện năng thanh toán theo giá
điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định
theo công thức sau:
a) Trường hợp sản lượng điện năng phát sai
khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ dương (
> 0):
b) Trường hợp sản lượng điện năng phát sai
khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ âm (< 0):
Trong đó:
: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá
điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện được thanh toán theo giá
chào trong chu kỳ giao dịch i đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn
giá trần thị trường (kWh);
: Sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà
máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng phát sai khác so với
sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i.
Điều 71. Điều chỉnh
sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường điện
1. Các thành phần sản lượng điện năng phục vụ
thanh toán trong thị trường được điều chỉnh trong các trường hợp sau:
a) Trường hợp trong chu kỳ giao dịch i sản
lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện nhỏ hơn hoặc bằng sản lượng điện hợp
đồng giờ (≤ 
);
b) Trường hợp trong chu kỳ giao dịch i sản
lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện lớn hơn sản lượng điện hợp đồng giờ của
nhà máy điện (> ) đồng thời sản lượng điện
năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện nhỏ hơn sản
lượng hợp đồng giờ (
<
).
2.[32] Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán điều chỉnh lại
các thành phần sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường trong
các chu kỳ giao dịch quy định tại Khoản 1 Điều 70 Thông tư này
căn cứ vào các thành phần sản lượng sau:
a)
Sản lượng điện hợp đồng giờ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i () được xác định theo quy
định tại Điều 37 Thông tư này;
b)
Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmpi) của nhà
máy điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại Khoản 5 Điều 70 Thông tư này;
c) Sản lượng điện năng đo đếm của nhà
máy điện trong chu kỳ giao dịch i ().
3. Nguyên tắc điều chỉnh
a) Trong trường hợp quy định tại Điểm a Khoản
1 Điều này, sản
lượng điện năng phát tăng thêm (Qconi) và sản lượng điện năng thanh toán theo
giá chào đối với nhà máy có giá chào cao hơn giá trần thị trường (Qbpi) được điều
chỉnh trong chu kỳ giao dịch này bằng không (Qconi = 0; Qbpi = 0);
b) Trong trường hợp quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này,
các sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường điện được điều chỉnh
theo nguyên tắc đảm bảo không được làm thay đổi sản lượng điện năng đo đếm
trong chu kỳ giao dịch này và theo quy định tại Quy trình lập lịch huy động các
tổ máy phát điện, vận hành thời gian thực và tính toán thanh toán trong thị trường
điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Điều 72. Thanh toán
điện năng thị trường
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán tổng các khoản thanh toán điện năng thị
trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rg: Tổng các khoản thanh toán điện năng thị
trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rsmp: Khoản thanh toán cho phần sản lượng
được thanh toán theo giá điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rbp: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được
thanh toán theo giá chào đối với các nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá
trần thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);
: Khoản thanh toán cho phần sản lượng điện
năng phát tăng thêm trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rdu: Khoản thanh toán cho phần sản lượng điện
năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ trong chu kỳ thanh
toán (đồng).
2. Khoản thanh toán cho phần sản lượng được
thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh
toán được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo
công thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được
thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện của chu kỳ giao dịch
i trong chu kỳ thanh toán (đồng);
SMPi : Giá điện năng thị trường của chu kỳ
giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng/kWh);
: Sản lượng điện năng được thanh toán theo
giá điện năng thị trường của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (kWh).
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công
thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được
thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh
toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh
toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh
toán;
: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được
thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện của chu kỳ giao dịch
i (đồng).
3. Khoản thanh toán cho phần sản lượng được
thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá
trần thị trường trong chu kỳ thanh toán được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo
công thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh toán cho phần điện năng chào
cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
j: Dải chào thứ j trong bản chào giá của các
tổ máy thuộc nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường và được
sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường;
J: Tổng số dải chào trong bản chào giá của
nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường và được sắp xếp
trong lịch tính giá điện năng thị trường;
: Giá chào tương ứng với dải chào j trong bản
chào của các tổ máy của nhà máy nhiệt điện g trong chu kỳ giao dịch i
(đồng/kWh);
: Mức giá chào cao nhất trong các dải chào
được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường của nhà máy nhiệt điện
trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
: Tổng công suất được chào với mức giá trong bản chào của nhà
máy nhiệt điện được huy động trong chu kỳ giao dịch i và quy đổi về vị trí đo
đếm (kWh);
: Tổng sản lượng điện năng có giá chào cao
hơn giá trần thị trường của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công
thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh toán cho phần điện năng chào
cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch i trong đó nhà máy điện
được huy động với mức giá chào cao hơn giá trần;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong đó nhà máy
điện được huy động với mức giá chào cao hơn giá trần;
: Khoản thanh toán cho phần điện năng chào
cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
4. Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng
phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình
tự sau:
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, (kWh);
: Giá chào cao nhất tương ứng với dải công
suất phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh). Đối với
các nhà máy thuỷ điện nếu giá chào này lớn hơn giá trần thị trường điện thì lấy
bằng giá trần thị trường điện.
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 thuỷ điện được huy động
do điều kiện ràng buộc phải phát và có giá chào cao hơn giá trần thị trường
hoặc được huy động công suất với dải chào giá cao hơn giá trần thị trường thì
nhà máy được thanh toán cho phần sản lượng phát tương ứng trong chu kỳ đó bằng
giá trần thị trường.
6. Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng
phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ của nhà máy điện trong chu
kỳ giao dịch.
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo
công thức sau:
- Trường hợp sản lượng điện năng phát tăng
thêm so với lệnh điều độ:
Trong đó:
: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng
phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: Tổ máy phát tăng thêm so với lệnh điều độ
của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy phát tăng thêm so với lệnh điều
độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: Điện năng phát tăng thêm so với lệnh điều
độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i, (kWh);
: Giá chào thấp nhất của tất cả các tổ máy
trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
- Trường hợp sản lượng điện năng phát giảm so
với lệnh điều độ:
Trong đó:
: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng
phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: Tổ máy phát giảm so với lệnh điều độ của
nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy phát giảm so với lệnh điều
độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: Điện năng phát giảm so với lệnh điều độ của
tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i(kWh);
SMPi : Giá điện năng thị trường trong chu kỳ
giao dịch i (đồng/kWh);
Pbpi,max: Giá điện năng của tổ máy đắt nhất
được thanh toán trong chu kỳ giao dịch i.
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công
thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng
phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán
trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai khác so với lệnh điều độ;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của của chu kỳ
thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai khác so với lệnh điều độ;
: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát
sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ trong chu kỳ giao dịch i
(đồng).
Điều 73. Thanh toán
công suất thị trường
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán công suất thị trường cho nhà máy
điện trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:
1. Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo
công thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh toán công suất cho nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: Tổ máy của nhà máy điện được thanh toán
theo giá công suất;
G: Tổng số các tổ máy của nhà máy điện được
thanh toán theo giá công suất;
: Giá công suất thị trường trong chu kỳ giao
dịch i (đồng/kW);
: Lượng công suất thanh toán của tổ máy g
trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm (kW).
2. Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công
thức sau:
Trong đó:
Rcan: Khoản thanh toán công suất cho nhà máy
điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh
toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong chu kỳ
thanh toán;
Rcani: Khoản thanh toán công suất
cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Điều 74. Khoản thanh
toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác
Căn cứ vào giá điện năng thị trường và giá
công suất thị trường do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công
bố, Đơn vị phát điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán theo hợp đồng
mua bán điện dạng sai khác trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:
Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công
thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao
dịch i (đồng);
: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp
đồng trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Pc: Giá hợp đồng mua bán điện
dạng sai khác (đồng/kWh). Đối với các nhà máy thuỷ điện giá hợp đồng này chưa
bao gồm thuế tài nguyên nước và phí môi trường rừng;
SMPi: Giá điện năng thị trường
trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
CANi: Giá công suất thị trường
trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công
thức sau:
Trong đó:
Rc: Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ
thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh
toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh
toán;
: Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao
dịch i (đồng).
Điều 75. Thanh toán
khi can thiệp vào thị trường điện
1. Trường hợp thời gian can thiệp thị trường
nhỏ hơn 24 giờ, Đơn vị phát điện được nhận các khoản thanh toán quy định tại Điều 72, Điều 73 và Điều 74 theo giá điện năng thị trường và
lượng công suất thanh toán xác định tại Điều 69 Thông tư này.
2. Trường hợp thời gian can thiệp thị trường
lớn hơn hoặc bằng 24 giờ, Đơn vị phát điện được thanh toán theo giá hợp đồng
cho toàn bộ sản lượng điện năng đo đếm.
Điều 76. Thanh toán
khi dừng thị trường điện
Trong thời gian dừng thị trường điện, Đơn vị
phát điện được thanh toán theo giá hợp đồng cho toàn bộ sản lượng điện năng đo
đếm.
Mục 4. THANH TOÁN
DỊCH VỤ PHỤ TRỢ VÀ THANH TOÁN KHÁC
Điều 77. Thanh toán
cho dịch vụ dự phòng quay và dịch vụ điều tần
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán cho Đơn vị phát điện cung cấp
dịch vụ dự phòng quay và dịch vụ điều tần theo quy định của Bộ Công Thương.
Điều 78. Thanh toán
cho dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ dự phòng nguội, dịch vụ vận hành
phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện, dịch vụ điều chỉnh điện áp và
khởi động đen
Đơn vị cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động
nhanh, dịch vụ dự phòng nguội, dịch vụ vận hành phải phát do ràng buộc an ninh
hệ thống điện, dịch vụ điều chỉnh điện áp và khởi động đen được thanh toán theo
hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 79. Thanh toán
cho các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày
1. Tính toán thanh toán doanh thu từng chu kỳ
giao dịch cho các nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày theo công thức sau:
Rgi = Pc ×
(Qhci × α) + (CANi + SMPi) × (Qhci
×(1 - α)) + Rdui
Trong đó:
Rgi: Khoản thanh toán cho nhà máy
có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Pc: Giá hợp đồng mua bán điện (đồng/kWh);
Qhci: Sản lượng điện hiệu chỉnh
trong chu kỳ giao dịch i (kWh) được xác định như sau:
- Trường hợp Qdui > 0, Qhci
= Qmi - Qdui;
- Trường hợp Qdui ≤ 0, Qhci
= Qmi.
Qmi: Sản lượng điện năng tại vị
trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qdui: Sản lượng điện năng phát sai
khác so với mệnh lệnh điều độ (kWh) trong chu kỳ giao dịch i.
Rdui: Thanh toán cho sản lượng
điện phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ
giao dịch i (đồng);
SMPi: Giá điện năng thị trường
trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
CANi: Giá công suất thị trường
trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
α: Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo
giá hợp đồng cho các nhà máy thủy điện có hồ điều tiết dưới 02 ngày do Cục Điều
tiết điện lực quy định.
Đơn vị phát điện có trách nhiệm tính toán khoản
thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện (Pc × Qhci × α). Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các khoản
thanh toán còn lại.
2. Thanh toán cho chu kỳ thanh toán theo công
thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh toán cho nhà máy có hồ chứa điều
tiết dưới 02 ngày (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i cuả chu kỳ thanh
toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh
toán;
Rgi: Khoản thanh toán cho nhà máy
có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Điều 80. Thanh toán
khác
1. Đơn vị phát điện có tổ máy phát hoặc nhận
công suất phản kháng trong chế độ chạy bù đồng bộ được thanh toán cho lượng
điện năng hữu công nhận từ lưới điện theo quy định tại hợp đồng mua bán điện.
2. Trường hợp sản lượng đo đếm điện năng tháng
do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo quy định tại Khoản
2 Điều 65 có sai khác so với tổng điện năng đo đếm các ngày trong tháng do
Đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo quy định tại Khoản
1 Điều 65 Thông tư này, phần điện năng chênh lệch được thanh toán theo giá
hợp đồng mua bán điện đã ký giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.
3. Tổ máy nhiệt điện bị buộc phải ngừng theo
quy định tại Điểm đ Khoản 3 Điều 55 Thông tư này hoặc phải
ngừng 01 lò hơi để giảm công suất theo quy định tại Điểm b Khoản
3 Điều 55 Thông tư này được thanh toán chi phí khởi động theo mức chi phí
thỏa thuận giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện. Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận các sự kiện này đối
với các tổ máy do Đơn vị phát điện công bố để Đơn vị mua buôn duy nhất để làm
căn cứ thanh toán chi phí khởi động.
4.[33] (được bãi bỏ)
5.[34] (được bãi bỏ)
6. Trường hợp nhà máy có tổ máy phát điện thí
nghiệm thì tách toàn bộ nhà máy đó ra khỏi thị trường điện trong các chu kỳ
chạy thí nghiệm. Toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các chu kỳ
có thí nghiệm được thanh toán theo quy định tại hợp đồng mua bán điện đã ký với
Đơn vị mua buôn duy nhất tương ứng với cấu hình tổ máy và loại nhiên liệu sử
dụng.
7.[35] (được bãi bỏ)
8. Trường hợp các tổ máy nhiệt điện tuabin
khí có chung đuôi hơi có thời điểm vận hành chu trình đơn, vận hành với nhiên
liệu hỗn hợp hoặc không phải nhiên liệu chính theo yêu cầu của Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện thì các chu
kỳ giao dịch đó được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký
với Đơn vị mua buôn duy nhất tương ứng với cấu hình tổ máy khi vận hành chu
trình đơn, vận hành với nhiên liệu hỗn hợp hoặc không phải nhiên liệu chính.
9.[36] Trường hợp nhà máy
điện tuabin khí tạm thời gián tiếp tham gia thị trường điện theo yêu cầu của
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống
điện, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong các chu kỳ giao dịch
có liên quan được thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện.
10. Trường hợp tổ máy đã có kế hoạch ngừng
máy được phê duyệt nhưng vẫn phải phát công suất theo yêu cầu của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện, thì
tách toàn bộ nhà máy đó ra thị trường điện trong khoảng thời gian phát công
suất theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Toàn bộ
sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong khoảng thời gian này được thanh toán
theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất.
11. Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát
điện tách lưới phát độc lập theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong các chu kỳ
giao dịch có liên quan được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán
điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất.
12. [37] Đối với nhà máy điện
có tổ máy phát điện tách ra ngoài hệ thống điện quốc gia và đấu nối vào lưới
điện mua điện 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) Trường hợp theo kết quả tính toán
vận hành hệ thống điện năm tới, nhà máy điện có tổ máy đấu nối vào lưới điện
mua điện từ nước ngoài với khoảng thời gian dự kiến trong năm tới từ 180 ngày trở lên thì
tách toàn bộ nhà máy điện này ra ngoài thị trường điện trong năm tới. Toàn bộ
sản lượng phát điện của nhà máy điện trong năm tới được thanh toán theo giá
điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất;
b) Trường hợp theo kết quả tính toán
vận hành hệ thống điện năm tới, nhà máy điện có tổ máy đấu nối vào lưới điện mua
điện từ nước ngoài với khoảng thời gian dự kiến trong năm
tới ít hơn 180 ngày thì nhà máy điện có trách nhiệm tham gia thị trường
điện trong năm tới (là đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch). Đối với các ngày
giao dịch trong năm mà nhà máy điện có tổ máy phát điện tách ra ngoài hệ thống
điện quốc gia và 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 tách
ra ngoài hệ thống điện quốc gia và đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước
ngoài được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn
vị mua buôn duy nhất..
13. Trường hợp tổ máy thủy điện phải phát
công suất lớn hơn công suất công bố trong bản chào giá ngày tới theo yêu cầu
của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện vì lý do an ninh hệ thống,
toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong khoảng thời gian này được
thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn
duy nhất.
14. [38] Trường hợp nhà máy
điện có tổ máy phát điện tham gia thử nghiệm hệ thống tự động điều chỉnh công
suất (AGC) theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
thì tách toàn bộ nhà máy điện này ra ngoài thị trường điện, toàn bộ sản lượng
phát của nhà máy lên lưới trong các chu kỳ có thử nghiệm được thanh toán theo
giá hợp đồng mua bán điện (giá Pc toàn phần) đã ký với Đơn vị mua buôn duy
nhất. Trước ngày 01 tháng 12 năm N-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lập và công bố danh sách các tổ máy phát điện dự
kiến tham gia thử nghiệm hệ thống tự động điều chỉnh công suất (AGC) trong năm
N cho các thành viên tham gia thị trường điện.
Mục 5. TRÌNH TỰ, THỦ
TỤC THANH TOÁN
Điều 81. Số liệu phục
vụ tính toán thanh toán thị trường điện
Trước 9h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm tổng hợp và cung cấp cho Đơn vị mua buôn
duy nhất và các đơn vị phát điện số liệu phục vụ việc tính toán thanh toán cho
từng nhà máy điện theo quy định tại Phụ lục 6 Thông
tư này.
Điều 82. Bảng kê
thanh toán thị trường điện cho ngày giao dịch
1. Trước ngày D+4, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho Đơn vị mua buôn duy nhất
và các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ cho ngày giao
dịch D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo mẫu quy định tại Phụ lục 4 Thông tư này.
2. Trước ngày D+6, Đơn vị phát điện trực tiếp
giao dịch và Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm xác nhận bảng kê thanh
toán thị trường điện theo quy định trên trang thông tin điện tử thị trường
điện; thông báo lại cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các
sai sót trong bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ (nếu có).
3. Ngày D+6, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các
đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện hoàn chỉnh cho ngày D qua
trang thông tin điện tử thị trường điện theo biểu mẫu tại Phụ lục 4 Thông tư này. Đơn vị phát điện có trách
nhiệm phát hành bảng kê thanh toán ngày và đưa vào hồ sơ phục vụ công tác thanh
toán cho chu kỳ thanh toán.
Điều 83. Bảng kê
thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tổng hợp các số liệu thanh toán cho tất cả ngày giao
dịch trong chu kỳ thanh toán và kiểm tra, đối chiếu với biên bản tổng hợp sản
lượng điện năng do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng cung cấp.
2. Trong thời hạn 10 ngày làm việc kể từ ngày
giao dịch cuối cùng của chu kỳ thanh toán, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lập và phát hành bảng kê thanh toán thị trường điện
cho chu kỳ thanh toán.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lập và phát hành bảng kê thanh toán thị trường điện
của chu kỳ thanh toán cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.
4. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu
kỳ thanh toán bao gồm bảng tổng hợp theo mẫu quy định tại Phụ
lục 5 Thông tư này và biên bản xác nhận chỉ số công tơ và sản lượng điện năng.
5.[39]
Hình thức xác nhận bảng kê thanh toán và sự kiện thị trường điện:
Đơn vị phát điện trực tiếp
giao dịch, Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm sử dụng chữ ký số để phục vụ công tác xác nhận, phát
hành bảng kê thanh toán thị trường điện và xác nhận các sự kiện thị trường
điện. Trong trường hợp chữ ký số bị sự cố, Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận, phát hành bảng
kê thanh toán thị trường điện và xác nhận các sự kiện thị trường điện trực tiếp
và xác nhận lại sau khi sự cố được khắc phục.
Điều 84. Hồ sơ thanh
toán điện năng
1. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch lập
và gửi chứng từ thanh toán thị trường điện cho Đơn vị mua buôn duy nhất căn cứ
trên bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán.
2. Đơn vị phát điện lập và gửi chứng từ thanh
toán hợp đồng cho Đơn vị mua buôn duy nhất theo các quy định trong hợp đồng mua
bán điện đã ký giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.
3. Trước ngày 20 hàng tháng, Đơn vị phát điện
trực tiếp giao dịch lập và gửi hóa đơn thanh toán cho Đơn vị mua buôn duy nhất.
Hóa đơn thanh toán bao gồm các khoản thanh toán thị trường điện và thanh toán
hợp đồng trong chu kỳ thanh toán.
Điều 85. Hồ sơ thanh
toán cho hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ
Đơn vị phát điện có trách nhiệm lập hồ sơ
thanh toán dịch vụ phụ trợ theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ giữa Đơn vị
phát điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 86. Hiệu chỉnh
hóa đơn
1. Trong trường hợp hóa đơn có sai sót, Đơn
vị phát điện hoặc Đơn vị mua buôn duy nhất có quyền đề nghị xử lý theo các quy
định hiện hành có liên quan trong thời hạn 01 tháng kể từ ngày phát hành. Các
bên liên quan có trách nhiệm phối hợp xác định và thống nhất các khoản thanh
toán hiệu chỉnh.
2. Đơn vị phát điện có trách nhiệm bổ sung khoản
thanh toán hiệu chỉnh vào hóa đơn của chu kỳ thanh toán tiếp theo.
Điều 87. Thanh toán
1. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện thanh toán theo
hoá đơn của Đơn vị phát điện, thời hạn thanh toán căn cứ theo quy định tại hợp
đồng mua bán điện đã ký kết giữa hai bên.
2. Đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn duy
nhất có trách nhiệm thống nhất phương thức thanh toán trong thị trường điện phù
hợp với quy định tại Thông tư này và các quy định có liên quan.
3. Trường hợp đến ngày 20 hàng tháng, nếu Đơn
vị phát điện chưa nhận được Bảng kê thanh toán thị trường điện mà nguyên nhân
không phải từ Đơn vị phát điện, Đơn vị phát điện có quyền lập, gửi hồ sơ tạm và
hóa đơn thanh toán căn cứ theo sản lượng điện phát và giá hợp đồng mua bán
điện. Sau khi bảng kê thanh toán thị trường điện được phát hành, phần chênh
lệch giữa giá trị tạm thanh toán và giá trị quyết toán sẽ được bù trừ vào tháng
kế tiếp.
Điều 88. Xử lý các
sai sót trong thanh toán
Trường hợp có thanh toán thừa hoặc thiếu so
với hóa đơn, các đơn vị liên quan xử lý các sai sót này theo quy định trong hợp
đồng mua bán điện hoặc hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ.
Chương VIa
CƠ
CHẾ THAM GIA THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH ĐỐI VỚI NHÀ MÁY ĐIỆN THUỘC KHU
CÔNG NGHIỆP
[40]
Đơn
vị phát điện sở hữu nhà máy điện thuộc khu công nghiệp (sau đây viết tắt là đơn vị
phát điện)
có
công suất đặt lớn hơn 30 MW, đấu nối vào hệ thống điện quốc gia và bán một phần
sản lượng lên hệ thống điện quốc gia (trừ trường hợp đã ký hợp
đồng mua bán điện trước ngày 01 tháng 01 năm 2016 và hợp đồng mua bán điện này
còn hiệu lực đến sau ngày 01 tháng 01 năm 2016 theo quy định tại Khoản
1 Điều 1 Thông tư số 51/2015/TT-BCT ngày 29 tháng 12 năm 2015 của Bộ
trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số
30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy
định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư số
56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy
định phương pháp xây dựng giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng
mua bán điện (Thông
tư số 51/2015/TT-BCT) có trách
nhiệm:
1. Đăng ký
tham gia
thị trường điện theo quy định tại Thông tư số 30/2014/TT-BCT và Khoản 2, Khoản 3, Khoản 4 Điều
1 Thông tư số
51/2015/TT-BCT.
2.
Đầu tư, hoàn thiện hệ thống trang thiết bị để đấu nối vào hệ thống thông tin thị
trường điện, hệ thống SCADA/EMS và hệ thống đo đếm điện năng để xác định lượng
điện năng phát của từng tổ máy phát điện và điện năng tiêu thụ của phụ tải địa
phương, đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện theo quy định tại Khoản 5 Điều
4 Thông tư số 30/2014/TT-BCT .
3.
Thực hiện các quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh tại Thông tư
số 30/2014/TT-BCT và Thông tư số 51/2015/TT-BCT khi tham gia
thị trường điện.
4.
Ký
kết hợp đồng mua bán
điện
theo quy định tại Thông tư số 56/2014/TT-BCT, Thông tư số
51/2015/TT-BCT và Thông tư này.
1. Đơn vị phát
điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
các số liệu phục vụ tính toán, lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới,
tháng tới, tuần tới theo quy định tại Chương IV Thông tư số 30/2014/TT-BCT,
Điều 1 Thông tư số 51/2015/TT-BCT và các quy định
tại Quy
trình quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện
và công bố thông tin thị trường điện do Cục trưởng Cục Điều tiết điện
lực ban
hành.
2. Trước ngày 15
tháng 7 hàng năm, đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện nhu cầu phụ tải nội bộ dự kiến từng tháng của
năm tiếp theo.
3. Trước ngày 20
hàng tháng, đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện nhu cầu phụ tải nội bộ dự kiến của tháng tiếp theo.
4. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố giá
trần bản chào tháng tới cho nhà máy điện thuộc khu công nghiệp tham gia thị trường
điện theo quy định tại Điều 35 Thông tư số 30/2014/TT-BCT và Khoản 7 Điều 1
Thông tư số 51/2015/TT-BCT .
1. Đơn vị phát
điện có trách nhiệm thực hiện các quy định về vận
hành thị trường điện ngày tới, giờ tới tại Chương V Thông tư số 30/2014/TT-BCT.
2. Trước 14h00
ngày D-2, Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp cho
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện biểu đồ dự báo nhu cầu phụ tải
nội bộ của nhà máy điện thuộc khu công nghiệp trong từng chu kỳ giao dịch của
ngày D. Sai số cho phép của dự báo nhu cầu phụ tải nội bộ là +/-10%. Trong giai
đoạn phụ tải nội bộ thực hiện thí nghiệm hoặc có đầu tư mới, sai số cho phép của
dự báo nhu cầu phụ tải nội bộ là +/-15%.
3. Chào giá ngày
tới: Đơn vị phát điện có trách nhiệm lập và gửi về Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện bản chào giá cho nhà máy điện thuộc khu
công nghiệp theo quy định tại Điều 41 và Điều 45 Thông tư số 30/2014/TT-BCT
và Đơn vị phát điện có trách nhiệm:
a) Chào bán cho toàn bộ công suất khả dụng
của từng tổ máy phát điện;
b) Chào giá cho phụ tải nội bộ:
- Trường hợp phụ tải nội bộ cao hơn công suất
phát ổn định thấp nhất của 01 tổ máy, chào giá bằng 0 đồng/kWh
cho lượng công suất dự kiến huy động để cấp điện cho phụ tải nội bộ;
- Trường hợp phụ tải
nội bộ thấp hơn công suất phát ổn định thấp nhất của 01 tổ máy, chào giá bằng 0
đồng/kWh cho lượng công suất phát ổn định thấp nhất;
c) Phần công suất dư
còn lại: Giá chào tuân thủ quy định về giá sàn bản chào của tổ máy nhiệt điện
quy định tại Điều 10 Thông tư số 30/2014/TT-BCT và giá trần bản chào do Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố theo quy định tại Khoản 4 Điều 88b Chương này;
d) Sử dụng một hoặc
nhiều tổ máy để chào giá cho phần công suất đáp ứng phụ tải nội bộ. Trường hợp
công suất một tổ máy không đủ đáp ứng phụ tải nội bộ, đơn vị phát điện được sử
dụng bản chào của tổ máy tiếp theo để chào giá đáp ứng phụ tải nội bộ;
đ) Đơn vị phát điện
có trách nhiệm xây dựng bản chào giá cho các tổ máy phát điện phù hợp với các
ràng buộc kỹ thuật của tổ máy, các ràng buộc kỹ thuật quy định tại hợp đồng mua
bán điện và các ràng buộc liên quan đến phụ tải hơi của nhà máy (nếu có).
4.
Chào giá giờ tới: Đơn vị phát điện lập và gửi về Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện bản chào giá giờ tới cho nhà máy điện thuộc khu công nghiệp
và phụ tải nội bộ cập nhật trong giờ tới. Đơn vị phát điện có trách nhiệm cập
nhật bản chào giá giờ tới và phụ tải nội bộ tối thiểu 45 phút trước chu kỳ giao
dịch.
1. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện lập lịch huy động nhà máy điện thuộc khu
công nghiệp căn cứ theo bản chào giá của đơn vị phát điện và theo quy định tại Mục
1, Mục 2 và Mục
3 Chương V Thông tư số
30/2014/TT-BCT .
2. Trước chu kỳ
giao dịch,
đơn vị phát điện được cập nhật tốc độ tăng, giảm tải thực
tế của tổ máy phát điện (trong bản chào giờ tới) để phục vụ lập
lịch huy động, điều độ thời gian thực và tính toán các khoản thanh toán trong
thị trường điện.
3. Trong trường
hợp thừa nguồn, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện huy động nhà
máy điện không thấp hơn phụ tải địa phương. Trường hợp phụ tải tại chỗ thấp hơn
mức công suất ổn định tối thiểu thì Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện huy động nhà máy bằng công suất ổn định tối thiểu của tổ máy.
1. Tính toán sản
lượng của nhà máy điện phục vụ thanh toán trong thị trường điện, bao gồm:
a) Sản lượng điện
năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy điện trong khu công nghiệp có giá
chào cao hơn giá trần thị trường (Qbp) trong chu kỳ giao dịch i: Xác định theo
quy định tại Khoản 3 Điều 70 Thông tư số 30/2014/TT-BCT ;
b) Sản lượng điện
năng phát tăng thêm (Qcon) trong chu kỳ giao dịch i: Xác định theo quy định tại
Khoản 4 Điều 70 Thông tư số 30/2014/TT-BCT ;
c) Sản lượng điện
năng phát sai khác so với mệnh lệnh điều độ (Qdu) trong
chu kỳ giao dịch i:
Xác
định theo quy định tại Khoản 2 Điều 70 Thông tư số 30/2014/TT-BCT và Khoản 2 Điều 47 Quy trình Lập lịch huy động tổ máy, vận hành
thời gian thực và tính toán thanh toán trong thị trường điện do Cục trưởng
Cục Điều tiết điện lực
ban hành. Sử dụng
công tơ đầu cực để xác định sai số lệnh điều độ;
d) Sản lượng điện
năng thanh toán
theo giá điện năng thị trường điện (SMP) trong chu kỳ giao dịch
được xác định như sau:
- Trường hợp có Qdui > 0: Qsmpi
= Qmi - Qdui – Qconi - Qbpi
- Trường hợp có Qdui ≤ 0: Qsmpi
= Qmi - Qconi - Qbpi
Trong đó:
Qmi: Sản lượng điện năng phát lên
hệ thống điện trong chu kỳ giao dịch i (xác định theo sản lượng điện năng đo
đếm tại điểm giao nhận trong chu kỳ giao dịch);
Qdui: Sản lượng điện năng phát sai
khác so với mệnh lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i;
Qbpi: Sản lượng điện được thanh
toán theo giá chào trong chu kỳ giao dịch i đối với nhà máy điện thuộc khu công
nghiệp có giá chào cao hơn giá trần thị trường (kWh);
Qconi: Sản lượng điện năng phát
tăng thêm của nhà máy điện thuộc khu công nghiệp trong chu kỳ giao dịch i
(kWh);
đ) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá
hợp đồng mua bán điện dạng sai khác cho nhà máy điện thuộc khu công nghiệp
trong từng chu kỳ giao dịch i được xác định như sau:
Qci = Qhci
× β
Trong đó:
Qci: Sản lượng điện năng thanh
toán theo giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác cho nhà máy điện thuộc khu
công nghiệp trong từng chu kỳ giao dịch i (đồng);
β: Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo
giá hợp đồng cho nhà máy thuộc khu công nghiệp do Cục Điều tiết điện lực quy
định cho từng nhà máy điện thuộc khu công nghiệp theo loại hình công nghệ và vị
trí địa lý.
Qhci: Sản lượng điện hiệu chỉnh
trong chu kỳ giao dịch i (kWh) được xác định như sau:
- Trường hợp Qdui > 0, Qhci
= Qmi - Qdui;
- Trường hợp Qdui ≤ 0, Qhci
= Qmi.
Trong đó:
Qmi: Sản lượng điện năng phát lên
hệ thống điện trong chu kỳ giao dịch i (xác định theo sản lượng điện năng đo
đếm tại điểm giao nhận trong chu kỳ giao dịch).
2.
Các thành phần sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường điện theo quy định tại Khoản
1 Điều này
được điều chỉnh theo quy định tại Điều 71 Thông tư số 30/2014/TT-BCT .
3.
Khoản thanh toán cho nhà máy điện thuộc khu công nghiệp trong từng chu kỳ giao
dịch và
chu kỳ thanh toán, bao gồm:
a) Thanh toán điện năng thị
trường;
b) Thanh toán công suất thị
trường;
c) Thanh
toán theo giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác;
d) Các khoản thanh toán khác (nếu có).
4.
Khoản thanh toán điện năng thị trường cho từng chu kỳ giao dịch
được tính toán như sau:
Rgi = Rsmpi
+ Rbpi + Rconi + Rdui
Trong đó:
Rgi: Khoản thanh toán điện năng
thị trường cho nhà máy điện thuộc khu công nghiệp trong từng chu kỳ giao dịch i
(đồng);
Rsmpi: Khoản thanh toán cho phần
sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường (SMP) của nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo quy định tại Thông tư số
30/2014/TT-BCT (đồng);
Rbpi: Khoản thanh toán cho phần
sản lượng được thanh toán theo giá chào đối với các nhà máy điện có giá chào
lớn hơn giá trần thị trường trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo quy
định tại Thông tư số 30/2014/TT-BCT (đồng);
Rconi: Khoản thanh toán cho phần
sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo
quy định tại Thông tư số 30/2014/TT-BCT(đồng);
Rdui: Thanh toán cho sản lượng
điện phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ
giao dịch i được tính toán theo quy định tại Thông tư 30/2014/TT-BCT (đồng);
β: Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo
giá hợp đồng cho nhà máy thuộc khu công nghiệp do Cục Điều tiết điện lực quy
định cho từng nhà máy điện thuộc khu công nghiệp theo loại hình công nghệ và vị
trí địa lý.
5.
Khoản thanh toán công
suất thị
trường cho từng chu kỳ giao dịch được tính toán như sau:
Rcani
= Qmi × CANi
Trong đó:
Rcani: Khoản thanh toán
công suất cho cho nhà máy điện thuộc khu công nghiệp trong từng chu kỳ giao
dịch i (đồng);
Qmi: Sản lượng điện năng
phát lên hệ thống điện trong chu kỳ giao dịch i (xác định theo sản lượng điện
năng đo đếm tại điểm giao nhận trong chu kỳ giao dịch);
CANi: Giá công suất thị
trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
6.
Khoản thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác cho từng
chu kỳ giao dịch được tính toán như sau:
Rci
= Qci × (Pc – SMPi – CANi)
Trong đó:
Rci: Khoản thanh toán theo
giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác cho nhà máy điện thuộc khu công nghiệp
trong từng chu kỳ giao dịch i (đồng);
Qci: Sản lượng điện năng
thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác cho nhà máy điện thuộc
khu công nghiệp trong từng chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại Điểm
đ Khoản 1 Điều này (đồng);
Pc: Giá hợp đồng mua bán điện
(đồng/kWh);
SMPi: Giá điện năng thị
trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
CANi: Giá công suất thị
trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
7.
Đối với các khoản thanh toán khác (nếu có), trừ trường
hợp thanh toán chi phí khởi động do thừa nguồn thực hiện
theo quy định tại Điều 80 Thông tư số 30/2014/TT-BCT và Khoản 24 Điều
1 Thông tư số 51/2015/TT-BCT .
8.
Đơn vị phát điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán theo giá hợp đồng
mua bán điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
tính toán khoản thanh toán điện năng và công suất thị trường điện.
9.
Đơn vị phát điện phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện,
Đơn vị mua buôn điện duy nhất thực hiện tính toán thanh toán, đối chiếu kiểm
tra bảng kê thanh toán và thực hiện thanh toán theo trình tự quy định tại
Chương VI Thông tư số 30/2014/TT-BCT.
Chương VII
PHẦN MỀM
CHO HOẠT ĐỘNG CỦA THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 89. Phần mềm cho
hoạt động của thị trường điện
1. Các phần mềm cho hoạt động của thị trường
điện bao gồm:
a) Mô hình mô phỏng thị trường;
b) Mô hình tính toán giá trị nước;
c) Phần mềm lập lịch huy động và điều độ;
d) Phần mềm phục vụ tính toán thanh toán;
đ) Các phần mềm khác phục vụ hoạt động thị
trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm xây dựng, phát triển và vận hành các phần mềm phục
vụ thị trường điện.
Điều 90. Yêu cầu đối
với phần mềm cho hoạt động của thị trường điện
1. Đảm bảo tính chính xác, độ tin cậy, tính
bảo mật và đáp ứng được các tiêu chuẩn do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện xây dựng.
2. Có đầy đủ các hướng dẫn kỹ thuật, quy
trình vận hành kèm theo.
Điều 91. Xây dựng và
phát triển các phần mềm cho hoạt động của thị trường điện
1. Các phần mềm cho hoạt động thị trường điện
phải được xây dựng, phát triển để hỗ trợ thực hiện các tính toán và giao dịch
được quy định tại Thông tư này và các quy trình vận hành của thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm
a) Xây dựng các tiêu chuẩn đối với các phần
mềm cho hoạt động của thị trường điện;
b) Thẩm định, kiểm tra khả năng đáp ứng của phần
mềm đối với các tiêu chuẩn quy định tại Điểm a Khoản này trước khi áp dụng;
c) Công bố danh sách, các thuật toán và quy
trình sử dụng các phần mềm cho hoạt động của thị trường điện.
Điều 92. Kiểm toán phần
mềm
1. Các phần mềm phục vụ thị trường phải được
kiểm toán trong các trường hợp sau:
a) Trước khi thị trường điện chính thức vận
hành;
b) Trước khi đưa phần mềm mới vào sử dụng;
c) Sau khi hiệu chỉnh, nâng cấp có ảnh hưởng
đến việc tính toán;
d) Kiểm toán định kỳ.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm đề xuất đơn vị kiểm toán độc lập có năng lực để thực
hiện kiểm toán, báo cáo Cục Điều tiết điện lực trước khi thực hiện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm công bố kết quả kiểm toán cho các thành viên tham
gia thị trường điện.
Chương VIII
HỆ THỐNG
THÔNG TIN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN VÀ QUY ĐỊNH VỀ CÔNG BỐ THÔNG TIN
Mục 1. HỆ THỐNG THÔNG
TIN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 93. Cấu trúc hệ
thống thông tin thị trường điện
Hệ thống thông tin thị trường điện bao gồm
các thành phần cơ bản sau:
1. Hệ thống phần cứng và phần mềm phục vụ
quản lý và trao đổi thông tin thị trường điện.
2. Hệ thống cơ sở dữ liệu và lưu trữ.
3. Cổng thông tin điện tử phục vụ thị trường
điện, bao gồm cả trang thông tin điện tử nội bộ và trang thông tin điện tử công
cộng.
Điều 94. Quản lý và
vận hành hệ thống thông tin thị trường điện
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm xây dựng, quản lý và vận hành Hệ thống thông tin thị
trường điện.
2. Các thành viên tham gia thị trường điện có
trách nhiệm đầu tư các trang thiết bị trong phạm vi quản lý đáp ứng các yêu cầu
kỹ thuật do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định, đảm bảo
việc kết nối với Hệ thống thông tin thị trường điện.
3. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có
trách nhiệm phát triển, quản lý và vận hành mạng đường truyền kết nối giữa Hệ
thống thông tin thị trường điện của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện với các thiết bị của các thành viên tham gia thị trường điện.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện chỉ được vận hành hoặc thay đổi Hệ thống thông tin thị trường điện
hiện có sau khi đã nghiệm thu hoàn chỉnh và được Cục Điều tiết điện lực thông
qua.
5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm trang bị thiết bị dự phòng cho hệ thống thông tin
thị trường để đảm bảo có thể thu thập, truyền và công bố thông tin thị trường
trong trường hợp Hệ thống thông tin thị trường điện chính bị sự cố hoặc không
thể vận hành.
Mục 2. QUẢN LÝ VÀ
CÔNG BỐ THÔNG TIN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 95. Cung cấp và
công bố thông tin thị trường điện
1. Đơn vị phát điện, Đơn vị mua buôn duy
nhất, Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có
trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các
thông tin, số liệu phục vụ lập kế hoạch vận hành, lập lịch huy động và tính
toán thanh toán theo quy định tại Thông tư này qua cổng thông tin điện tử của
Hệ thống thông tin thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm cung cấp và công bố thông tin, số liệu và các báo
cáo vận hành thị trường điện cho các thành viên tham gia thị trường điện theo
quy định tại Thông tư này qua cổng thông tin điện tử của Hệ thống thông tin thị
trường điện.
3. Mức độ phân quyền truy cập thông tin được
xác định theo chức năng của các đơn vị và được quy định tại Quy
trình quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện
và công bố thông tin thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm công bố công khai trên trang thông tin điện tử công
cộng các thông tin sau:
a) Thông tin về các thành viên tham gia thị
trường điện;
b) Dữ liệu về phụ tải hệ thống;
c) Số liệu thống kê về giá thị trường;
d) Các thông tin khác được quy định trong Quy
trình quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện
và công bố thông tin thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
Điều 96. Trách nhiệm
đảm bảo tính chính xác của thông tin thị trường điện
1. Thành viên tham gia thị trường có trách
nhiệm đảm bảo tính chính xác và đầy đủ của thông tin thị trường điện tại thời điểm
cung cấp.
2. Trường hợp phát hiện các thông tin đã cung
cấp, công bố không chính xác và đầy đủ, thành viên tham gia thị trường có trách
nhiệm cải chính và cung cấp lại thông tin chính xác cho đơn vị có liên quan.
Điều 97. Bảo mật
thông tin thị trường điện
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện không được tiết lộ các thông tin do thành viên tham gia thị trường
điện cung cấp, bao gồm:
a) Thông tin về hợp đồng mua bán điện;
b) Bản chào giá của Đơn vị phát điện trước
khi kết thúc ngày giao dịch;
c) Các thông tin khác ngoài thẩm quyền.
2. Thành viên tham gia thị trường điện không
được tiết lộ các thông tin ngoài phạm vi được phân quyền cung cấp và công bố.
Điều 98. Các trường
hợp miễn trừ bảo mật thông tin
1. Cung cấp thông tin theo yêu cầu của Cục Điều
tiết điện lực hoặc cơ quan có thẩm quyền theo quy định của pháp luật.
2. Các thông tin tự tổng hợp, phân tích từ
các thông tin công bố trên thị trường điện, không phải do các thành viên tham gia
thị trường điện khác cung cấp sai quy định tại Điều 97 Thông tư
này.
Điều 99. Lưu trữ
thông tin thị trường điện
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm lưu lại toàn bộ hoạt động trao đổi thông tin được thực hiện
qua Hệ thống thông tin thị trường điện. Thời hạn lưu trữ thông tin ít nhất là
05 năm.
Mục 3. BÁO CÁO VẬN
HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 100. Công bố
thông tin vận hành thị trường điện
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm định kỳ lập và công bố thông tin vận hành thị trường điện
được quy định tại Quy trình vận hành hệ thống thông tin thị trường điện do Cục Điều
tiết điện lực ban hành, cụ thể như sau:
1. Trước 15h00 hàng ngày, lập và công bố báo
cáo vận hành thị trường điện ngày hôm trước.
2. Trước 16h00 thứ Ba hàng tuần, lập và công
bố báo cáo vận hành thị trường điện tuần trước.
3.[41] Trước
ngày 20 hàng tháng, lập và công bố báo cáo vận hành thị trường điện tháng
trước.
4. Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, lập và
công bố báo cáo vận hành thị trường điện năm trước.
Điều 101. Chế độ báo
cáo vận hành thị trường điện
1. Trước ngày 10 hàng tháng, Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi Cục Điều tiết điện lực báo
cáo vận hành hệ thống điện và thị trường điện của tháng trước theo mẫu do Cục Điều
tiết điện lực quy định.
2. Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi Cục Điều tiết điện
lực các báo cáo vận hành hệ thống điện và thị trường điện của năm trước theo mẫu
do Cục Điều tiết điện lực quy định.
3. Trong thời hạn 24 giờ kể từ khi kết thúc
can thiệp thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực về việc can thiệp thị trường điện.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm báo cáo đột xuất về vận hành hệ thống điện, thị
trường điện theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.
Điều 102. Kiểm toán
số liệu và tuân thủ trong thị trường điện
1. Kiểm toán định kỳ
Trước ngày 31 tháng 3 hàng năm, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổ chức thực hiện và hoàn
thành việc kiểm toán số liệu và sự tuân thủ thị trường điện của năm trước. Nội
dung kiểm toán hàng năm bao gồm:
a) Kiểm toán số liệu, quá trình thực hiện
tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong thị trường
điện, bao gồm:
- Số liệu cho quá trình tính toán trong thị
trường điện;
- Các bước thực hiện tính toán;
- Kết quả tính toán.
b) Kiểm toán tuân thủ của Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện đối với các trình tự, thủ tục quy định tại Thông
tư này.
2. Kiểm toán đột xuất
Cục Điều tiết điện lực có quyền yêu cầu Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tổ chức thực hiện kiểm toán đột
xuất theo các nội dung và phạm vi kiểm toán cụ thể trong các trường hợp sau:
a) Khi phát hiện dấu hiệu bất thường trong
vận hành thị trường điện;
b) Theo đề nghị bằng văn bản của thành viên
tham gia thị trường điện trong đó nêu rõ nội dung và lý do hợp lý để yêu cầu
kiểm toán đột xuất.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm đề xuất đơn vị kiểm toán độc lập đủ năng lực thực
hiện các nội dung kiểm toán thị trường điện trình Cục Điều tiết điện lực thông
qua.
4. Các thành viên tham gia thị trường điện có
trách nhiệm hợp tác đầy đủ trong quá trình thực hiện kiểm toán thị trường điện.
5. Chi phí kiểm toán
a) Do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện chi trả trong các trường hợp kiểm toán quy định tại Khoản 1 và Điểm
a Khoản 2 Điều này;
b) Do đơn vị đề nghị kiểm toán chi trả trong
trường hợp kiểm toán quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều này.
6. Trong thời hạn 10 ngày kể từ khi kết thúc
kiểm toán, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi
báo cáo kiểm toán cho Cục Điều tiết điện lực và các đơn vị liên quan.
Chương IX
GIẢI
QUYẾT TRANH CHẤP VÀ XỬ LÝ VI PHẠM
Mục 1. GIẢI QUYẾT
TRANH CHẤP
Điều 103. Trình tự
giải quyết tranh chấp trong thị trường điện
1. Các tranh chấp phát sinh trong thị trường
điện được giải quyết theo Quy định về trình tự, thủ tục giải quyết tranh chấp
trên thị trường điện lực do Bộ Công Thương ban hành.
2. Trước khi thực hiện giải quyết tranh chấp
theo quy định tại Khoản 1 Điều này, trong thời hạn 60 ngày kể từ thời điểm phát
sinh tranh chấp trong thị trường điện, các bên có trách nhiệm tiến hành đàm
phán để tự giải quyết tranh chấp theo một trong các hình thức sau:
a) Thương lượng;
b) Hòa giải.
Điều 104. Trách nhiệm
của các bên trong quá trình tự giải quyết tranh chấp
1. Thống nhất về hình thức tự giải quyết
tranh chấp, thời gian, địa điểm tiến hành đàm phán.
2. Cung cấp đầy đủ, trung thực, chính xác
những thông tin, tài liệu cần thiết liên quan đến nội dung tranh chấp.
3. Đưa ra chứng cứ hợp pháp để bảo vệ quyền
và lợi ích hợp pháp.
4. Tham gia quá trình đàm phán với tinh thần
thiện chí, hợp tác.
5. Trong quá trình tự giải quyết tranh chấp,
nếu phát hiện tranh chấp có dấu hiệu vi phạm quy định thị trường điện thì bên
phát hiện có trách nhiệm thông báo cho bên kia biết để dừng tự giải quyết tranh
chấp và báo cáo Cục Điều tiết điện lực.
Điều 105. Thông báo
tranh chấp và chuẩn bị đàm phán
1. Khi phát sinh tranh chấp, bên yêu cầu có
trách nhiệm thông báo bằng văn bản cho bên bị yêu cầu về việc tranh chấp và yêu
cầu giải quyết tranh chấp và gửi Cục Điều tiết điện lực 01 (một) bản để báo
cáo.
2. Trong thời hạn 15 ngày kể từ ngày nhận
được thông báo, các bên có trách nhiệm thống nhất về hình thức giải quyết tranh
chấp, nội dung cần giải quyết, thời gian và địa điểm đàm phán. Trường hợp lựa
chọn hình thức hoà giải thông qua trung gian, các bên có trách nhiệm thống nhất
về việc chọn người làm trung gian hoà giải. Các bên có quyền thoả thuận thay
đổi người trung gian hoà giải trước thời gian dự kiến hoà giải đã thống nhất.
Điều 106. Tổ chức tự
giải quyết tranh chấp
1. Thương lượng
Các bên có trách nhiệm trao đổi, thoả thuận
về các nội dung cần giải quyết.
2. Hòa giải
a) Các bên có thể mời chuyên gia có chuyên
môn hoặc đề nghị Cục Điều tiết điện lực cử cán bộ làm trung gian hoà giải và
thống nhất về trách nhiệm của người trung gian hoà giải;
b) Các bên có trách nhiệm cung cấp cho người
trung gian hoà giải nội dung vụ việc tranh chấp, các thông tin, tài liệu có
liên quan đến vụ việc tranh chấp và các yêu cầu giải quyết của từng bên;
c) Các bên có thể nhất trí với phương án giải
quyết của người trung gian hoà giải; yêu cầu người trung gian hoà giải sửa đổi,
bổ sung phương án giải quyết đó hoặc tự thoả thuận để thống nhất phương án giải
quyết mới.
Điều 107. Biên bản tự
giải quyết tranh chấp
1. Sau khi kết thúc tự giải quyết tranh chấp
hoặc hết thời hạn tự giải quyết tranh chấp, các bên tranh chấp có trách nhiệm
lập Biên bản tự giải quyết tranh chấp bao gồm các nội dung sau:
a) Thời gian và địa điểm tiến hành tự giải
quyết tranh chấp;
b) Tên, địa chỉ các bên tham gia tự giải
quyết tranh chấp;
c) Tóm tắt nội dung tranh chấp;
d) Nội dung yêu cầu của các bên;
đ) Những nội dung đã được các bên thoả thuận;
e) Những nội dung các bên không thoả thuận
được và lý do không thoả thuận được.
2. Trong thời hạn 05 ngày kể từ ngày lập biên
bản tự giải quyết tranh chấp, các bên có trách nhiệm gửi Cục Điều tiết điện lực
01 (một) bản để báo cáo.
Điều 108. Giải quyết
tranh chấp tại Cục Điều tiết điện lực
1. Các bên có quyền gửi vụ việc lên Cục Điều tiết
điện lực để giải quyết tranh chấp trong các trường hợp sau:
a) Hết thời hạn tự giải quyết tranh chấp quy
định tại Khoản 2 Điều 103 Thông tư này mà vụ việc tranh
chấp hoà giải không thành hoặc không thể tổ chức tự giải quyết tranh chấp được
do một bên không tham gia tự giải quyết tranh chấp;
b) Một bên không thực hiện các nội dung đã
thoả thuận trong Biên bản tự giải quyết tranh chấp.
2. Sau khi nhận được hồ sơ đề nghị giải quyết
tranh chấp hợp lệ theo quy định, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm giải
quyết tranh chấp theo trình tự, thủ tục quy định tại Quy định về trình tự, thủ
tục giải quyết tranh chấp trên thị trường điện lực do Bộ Công Thương ban hành.
Mục 2. XỬ LÝ VI PHẠM
Điều 109. Phát hiện
và trình báo vi phạm
1. Các hành vi vi phạm trong thị trường điện
bị phát hiện phải được trình báo Cục Điều tiết điện lực bằng văn bản.
2. Nội dung trình báo hành vi vi phạm bao
gồm:
a) Ngày, tháng, năm trình báo;
b) Tên, địa chỉ tổ chức, cá nhân trình báo;
c) Tên, địa chỉ tổ chức, cá nhân thực hiện
hành vi có dấu hiệu vi phạm;
d) Mô tả hành vi có dấu hiệu vi phạm;
đ) Thời gian, địa điểm xảy ra hành vi có dấu
hiệu vi phạm;
e) Lý do phát hiện hành vi có dấu hiệu vi
phạm (nếu có).
Điều 110. Xác minh
hành vi vi phạm
1. Trong thời hạn 05 ngày kể từ ngày tiếp
nhận vụ việc về hành vi có dấu hiệu phạm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm
thụ lý vụ việc. Trường hợp không thụ lý thì phải thông báo bằng văn bản cho tổ
chức, cá nhân trình báo.
2. Sau khi thụ lý vụ việc, Cục Điều tiết điện
lực có trách nhiệm tiến hành xác minh hành vi có dấu hiệu vi phạm. Trong
quá trình tiến hành xác minh hành vi vi phạm, Cục Điều tiết điện lực có quyền:
a) Yêu cầu đơn vị có dấu hiệu vi phạm, các
đơn vị liên quan cung cấp thông tin, tài liệu cần thiết phục vụ cho quá trình
xác minh;
b) Yêu cầu đơn vị có dấu hiệu vi phạm giải
trình;
c) Trưng cầu giám định, lấy ý kiến chuyên gia
hoặc ý kiến của cơ quan, đơn vị có liên quan;
d) Triệu tập đơn vị có dấu hiệu vi phạm, các
đơn vị bị ảnh hưởng do hành vi vi phạm để lấy ý kiến về hướng giải quyết và
khắc phục hành vi vi phạm.
3. Trong quá trình xác minh, Cục Điều tiết
điện lực có trách nhiệm giữ bí mật các thông tin, tài liệu được cung cấp theo
quy định về bảo mật thông tin quy định tại Thông tư này và các quy định pháp luật
khác liên quan đến bảo mật thông tin.
Điều 111. Lập Biên
bản vi phạm hành chính
1. Trong thời hạn 60 ngày làm việc kể từ ngày
tiến hành xác minh, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm kết thúc xác minh và
lập Biên bản vi phạm hành chính đối với hành vi vi phạm quy định vận hành thị
trường điện. Trường hợp vụ việc có nhiều tình tiết phức tạp, thời hạn xác minh
có thể kéo dài nhưng không quá 30 ngày làm việc kể từ ngày hết hạn xác minh.
2. Biên bản vi phạm hành chính được lập theo
quy định về xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực.
3. Trường hợp kết quả xác minh cho thấy hành
vi bị trình báo không vi phạm quy định vận hành thị trường điện, Cục Điều tiết
điện lực dừng xác minh, thông báo cho tổ chức, cá nhân trình báo và cho tổ
chức, cá nhân bị xác minh.
Điều 112. Các hình
thức xử lý vi phạm
1. Đơn vị vi phạm phải chịu một trong các
hình thức, mức độ xử phạt đối với từng hành vi vi phạm theo quy định tại Điều
14 Nghị định số 134/2013/NĐ-CP ngày 17 tháng 10 năm 2013 quy định về xử phạt vi
phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực, an toàn đập thủy điện, sử dụng năng
lượng tiết kiệm và hiệu quả.
2. Đối với nhà máy điện có hành vi vi phạm
quy định tại Khoản 1 Điều 8 Thông tư này, ngoài bị xử phạt
vi phạm hành chính theo quy định tại Khoản 1 Điều này còn bị đình chỉ quyền
tham gia thị trường điện.
Điều 113. Trình tự,
thủ tục đình chỉ quyền tham gia thị trường điện
1. Trường hợp nhà máy điện có hành vi vi phạm
quy định tại Khoản 1 Điều 8 Thông tư này, trong thời hạn 05
(năm) ngày kể từ ngày ra Quyết định xử phạt vi phạm hành chính hoặc kể từ ngày
ra văn bản kết luận có hành vi vi phạm gây hậu quả nghiêm trọng về đảm bảo an ninh
cung cấp điện hoặc về tài chính cho các đơn vị khác trong thị trường điện, Cục Điều
tiết điện lực xem xét, ra quyết định đình chỉ quyền tham gia thị trường điện
đối với nhà máy điện có hành vi vi phạm và gửi cho nhà máy điện vi phạm và Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Thời hạn hiệu lực của quyết định đình chỉ
quyền tham gia thị trường điện đối với nhà máy điện có hành vi vi phạm không
quá 01 (một) năm.
3. Trong thời hạn 01 ngày kể từ ngày nhận
được Quyết định đình chỉ quyền tham gia thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố việc đình chỉ quyền tham
gia thị trường điện đối với nhà máy điện vi phạm.
4. Hết thời hạn quy định tại Khoản 2 Điều này,
nhà máy điện vẫn chưa khắc phục vi phạm, Cục Điều tiết điện lực có quyền ra
quyết định gia hạn đình chỉ quyền tham gia thị trường điện.
Chương X
TỔ CHỨC
THỰC HIỆN [42]
Điều 114. Trách nhiệm
của Cục Điều tiết điện lực
1. Phổ biến, kiểm tra và giám sát việc thực
hiện Thông tư này.
2. Hướng dẫn hoặc trình Lãnh đạo Bộ hướng dẫn
thực hiện các nội dung mới phát sinh hoặc vướng mắc trong quá trình thực hiện Thông
tư này.
3.[43]
Xây dựng quy định tham gia thị trường điện cho các nhà máy điện
BOT, nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống
điện quốc gia trình Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét quyết định.
Điều 115. Trách nhiệm
của Tập đoàn Điện lực Việt nam
Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm chỉ
đạo Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và các đơn vị có liên
quan:
1. Rà soát, hiệu chỉnh các quy trình kỹ thuật
trình Cục Điều tiết điện lực ban hành sau 30 ngày kể từ ngày ban hành Thông tư
này, bao gồm:
a) Quy trình lập kế hoạch vận hành năm, tháng
và tuần tới;
b) Quy trình lựa chọn nhà máy mới tốt nhất và
tính toán giá công suất thị trường;
c) Quy trình mô phỏng thị trường điện;
d) Quy trình tính toán giá trị nước;
đ) Quy trình phân loại tổ máy và tính giá
trần bản chào của nhà máy nhiệt điện;
e) Quy trình lập lịch huy động các tổ máy
phát điện, vận hành thời gian thực và tính toán thanh toán trong thị trường
điện;
g) Quy trình quản lý vận hành hệ thống công
nghệ thông tin điều hành thị trường điện và công bố thông tin thị trường điện;
h) Quy trình phối hợp đối soát số liệu thanh
toán giữa Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, các đơn vị phát
điện và Đơn vị mua buôn duy nhất;
i) Quy trình đăng ký tham gia thị trường
điện;
k) Quy trình tối ưu sử dụng nguồn nhiên liệu
khí phục vụ công tác lập lịch huy động ngày tới;
l) Quy trình phối hợp xác nhận các sự kiện
phục vụ các khoản thanh toán trên thị trường điện.
1a.[44]
Xây dựng bổ sung các quy trình, trình Cục Điều tiết điện lực ban hành, bao gồm:
a) Quy trình đào tạo, kiểm
tra và công nhận chức danh kỹ sư điều hành giao dịch thị trường điện;
b) Quy trình điều chỉnh
sản lượng hợp đồng.
2. Đầu tư, xây dựng, lắp đặt và nâng cấp Hệ
thống thông tin thị trường điện và các phần mềm phục vụ thị trường điện phù hợp
với yêu cầu quy định tại Thông tư này.
Điều 116. Trách nhiệm
của các đơn vị liên quan
1. Các đơn vị tham gia thị trường điện có
trách nhiệm hoàn thiện các trang thiết bị thông tin phù hợp với Hệ thống thông
tin thị trường điện theo quy định tại Thông tư này.
2. Các đơn vị phát điện tham gia thị trường
điện có trách nhiệm ký hợp đồng mua bán điện theo mẫu do Bộ Công Thương ban
hành áp dụng cho thị trường điện.
Điều 117. Hiệu lực
thi hành
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ
ngày 18 tháng 11 năm 2014. Thông tư số 03/2013/TT-BCT ngày 08 tháng 02 năm 2013
của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh
và các văn bản chỉ đạo, hướng dẫn do Bộ Công Thương ban hành nhằm thực hiện
Thông tư số 03/2013/TT-BCT ngày 08 tháng 02 năm 2013 của Bộ trưởng Bộ Công
Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh hết hiệu lực thi hành
kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực.
Trong quá trình thực hiện Thông tư này, nếu
có vấn đề vướng mắc, nội dung mới phát sinh, các đơn vị có liên quan có trách
nhiệm báo cáo Cục Điều tiết lực để nghiên cứu, đề xuất, trình Bộ Công Thương
sửa đổi, bổ sung Thông tư cho phù hợp. Các đơn vị có liên quan có trách nhiệm
thực hiện các hướng dẫn theo quy định tại Khoản 2 Điều 114
đến thời điểm Thông tư sửa đổi, bổ sung được ban hành./.
|
Nơi nhận:
-
Văn phòng Chính phủ (để đăng Công báo);
- Website Bộ Công Thương;
- Lưu: VT, PC, ĐTĐL.
|
XÁC THỰC
VĂN BẢN HỢP NHẤT
BỘ TRƯỞNG
Trần
Tuấn Anh
|