|
BỘ CÔNG THƯƠNG
-------
|
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ
NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số: 21/VBHN-BCT
|
Hà Nội, ngày 07
tháng 08 năm 2024
|
THÔNG
TƯ
QUY ĐỊNH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN
CẠNH TRANH VÀ SỬA ĐỔI, BỔ SUNG MỘT SỐ ĐIỀU CỦA THÔNG TƯ SỐ 56/2014/TT-BCT NGÀY
19 THÁNG 12 NĂM 2014 CỦA BỘ CÔNG THƯƠNG QUY ĐỊNH PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ PHÁT
ĐIỆN, TRÌNH TỰ KIỂM TRA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
Thông tư số
45/2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định
vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều
của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công
Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng
mua bán điện, có hiệu lực kể từ ngày 01 tháng 01 năm 2019, được sửa đổi, bổ
sung bởi:
1. Thông tư số
24/2019/TT-BCT ngày 14 tháng 11 năm 2019 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi,
bổ sung một số điều của Thông tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11 năm 2018
của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh
tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng
12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát
điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện, có hiệu lực kể từ ngày 01 tháng
01 năm 2020;
2. Thông tư số
57/2020/TT-BCT ngày 31 tháng 12 năm 2020 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định
phương pháp, trình tự xây dựng và ban hành khung giá phát điện, có hiệu lực kể
từ ngày 22 tháng 02 năm 2021;
3. Thông tư số
12/2024/TT-BCT ngày 01 tháng 8 năm 2024 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi,
bổ sung một số Thông tư của Bộ trưởng Bộ Công Thương liên quan đến điều độ, vận
hành hệ thống điện quốc gia và thị trường điện, có hiệu lực kể từ ngày 01 tháng
8 năm 2024.
Căn cứ Nghị định số
98/2017/NĐ-CP ngày 18 tháng 8 năm 2017 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm
vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;
Căn cứ Luật Điện lực
ngày 03 tháng 12 năm 2004; Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực
ngày 20 tháng 11 năm 2012;
Căn cứ Nghị định số 137/2013/NĐ-CP
ngày 21 tháng 10 năm 2013 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều
của Luật Điện lực và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực;
Căn cứ Quyết định số
63/2013/QĐ-TTg ngày 08 tháng 11 năm 2013 của Thủ tướng Chính phủ quy định về lộ
trình, các điều kiện và cơ cấu ngành điện để hình thành và phát triển các cấp
độ thị trường điện lực tại Việt Nam;
Theo đề nghị của Cục
trưởng Cục Điều tiết điện lực;
Bộ trưởng Bộ Công
Thương ban hành Thông tư quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh và
sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12
năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát
điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện.[1]
Chương
I
QUY
ĐỊNH CHUNG
Điều 1. Phạm vi điều
chỉnh
Thông tư này quy định
về:
1. Vận hành thị
trường bán buôn điện cạnh tranh (sau đây viết tắt là thị trường điện) và trách
nhiệm của các đơn vị tham gia thị trường điện.
2. Sửa đổi, bổ sung một
số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra
hợp đồng mua bán điện.
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
điện.
2. Đơn vị phát điện.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện.
4. Đơn vị truyền tải
điện.
5. Tập đoàn Điện lực
Việt Nam.
Điều 3. Giải thích từ
ngữ
Trong Thông tư này,
các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. AGC (viết
tắt theo tiếng Anh: Automatic Generation Control) là hệ thống thiết bị tự động điều
chỉnh tăng giảm công suất tác dụng của tổ máy phát điện nhằm duy trì tần số của
hệ thống điện ổn định trong phạm vi cho phép theo nguyên tắc vận hành kinh tế
tổ máy phát điện.
2. Bản chào giá
là bản chào bán điện năng lên thị trường điện của từng tổ máy, được đơn vị chào
giá nộp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo mẫu bản chào
giá quy định tại Thông tư này.
3. Bản chào giá lập
lịch là bản chào giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
chấp nhận để lập lịch huy động ngày tới, chu kỳ giao dịch tới.
4. Bản chào mặc
định là bản chào giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
sử dụng để lập lịch huy động ngày tới, chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp
không nhận được bản chào giá hợp lệ của đơn vị phát điện.
5. Bảng kê thanh
toán là bảng tính toán các khoản thanh toán cho đơn vị phát điện trực tiếp
giao dịch và các đơn vị mua điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện lập cho mỗi ngày giao dịch và cho mỗi chu kỳ thanh toán.
6. Can thiệp thị
trường điện là hành động thay đổi chế độ vận hành bình thường của thị
trường điện mà Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải áp dụng để
xử lý các tình huống quy định tại Khoản 1 Điều 64 Thông tư này.
7. Chu kỳ thanh
toán là chu kỳ lập chứng từ, hoá đơn cho các khoản giao dịch trên thị
trường điện trong khoảng thời gian 01 tháng, tính từ ngày 01 hàng tháng.
8. Công suất công
bố là mức công suất sẵn sàng lớn nhất của tổ máy phát điện được đơn vị chào
giá hoặc Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát điện
ký hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ công bố theo lịch vận hành thị trường
điện.
9. Công suất điều
độ là mức công suất của tổ máy phát điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện huy động thực tế trong chu kỳ giao dịch.
10. Công suất huy
động chu kỳ giao dịch tới là mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến
được huy động cho chu kỳ giao dịch đầu tiên trong lịch huy động chu kỳ giao
dịch tới.
11. Công suất huy
động ngày tới là mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động
cho các chu kỳ giao dịch trong lịch huy động ngày tới theo kết quả lập lịch có
ràng buộc.
12. Công suất phát
tăng thêm là phần công suất chênh lệch giữa công suất điều độ và công suất
được sắp xếp trong lịch tính giá thị trường của tổ máy phát điện.
13. [2]Dịch
vụ phụ trợ là các dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp, khởi động nhanh, dự
phòng vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện, điều chỉnh điện áp
và khởi động đen.
14. [3]Dịch
vụ dự phòng điều chỉnh tần số bao gồm các dịch vụ điều tần và dịch vụ dự
phòng quay.
15. Điện năng phát
tăng thêm là lượng điện năng phát của tổ máy phát điện được huy động tương
ứng với công suất phát tăng thêm.
16. Đơn vị chào
giá là đơn vị trực tiếp nộp bản chào giá trong thị trường điện, bao gồm đơn
vị phát điện hoặc các nhà máy điện được đăng ký chào giá trực tiếp và đơn vị
đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.
17. Đơn vị mua
buôn điện là đơn vị điện lực có chức năng mua buôn điện trên thị trường
điện giao ngay (tại các điểm giao nhận giữa lưới truyền tải điện và lưới phân
phối điện và tại các điểm giao nhận với các nhà máy điện trên lưới phân phối).
Trong giai đoạn đầu vận hành thị trường điện, đơn vị mua buôn điện bao gồm 05
Tổng công ty Điện lực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (Tổng công ty Điện lực
miền Bắc, miền Trung, miền Nam, Thành phố Hà Nội và Thành phố Hồ Chí Minh).
18. Đơn vị mua điện
là đơn vị tham gia thị trường bán buôn điện với vai trò là bên mua điện, bao
gồm đơn vị mua buôn điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
19. Đơn vị nhập
khẩu điện là đơn vị điện lực có chức năng ký kết và quản lý các hợp đồng
nhập khẩu điện, trong đó các điểm giao nhận nhập khẩu trên lưới điện truyền tải
có đấu nối hoặc không đấu nối vào hệ thống điện quốc gia theo quy định.
20. Đơn vị phát
điện là đơn vị sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện tham gia thị trường điện
và ký hợp đồng mua bán điện cho các nhà máy điện này với đơn vị mua điện.
21. Đơn vị phát
điện gián tiếp giao dịch là đơn vị phát điện có nhà máy điện không chào giá
trực tiếp trên thị trường điện và không áp dụng cơ chế thanh toán trên thị
trường điện.
22. Đơn vị phát
điện trực tiếp giao dịch là đơn vị phát điện có nhà máy điện được chào giá,
lập lịch huy động theo bản chào giá và tính toán thanh toán theo quy định tại
Chương VIII Thông tư này.
23. Đơn vị quản lý
số liệu đo đếm điện năng là đơn vị quản lý vận hành hệ thống thu thập, xử
lý, lưu trữ số liệu đo đếm điện năng phục vụ thị trường điện, bao gồm Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện, đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải
điện, đơn vị mua buôn điện theo phạm vi quản lý số liệu đo đếm của đơn vị.
24. Đơn vị truyền
tải điện là đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực
truyền tải điện, chịu trách nhiệm quản lý, vận hành lưới điện truyền tải quốc
gia.
25. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện là đơn vị chỉ huy điều khiển quá
trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia, điều
hành giao dịch thị trường điện.
26. Đơn vị xuất
khẩu điện là đơn vị điện lực có chức năng ký kết và quản lý các hợp đồng
xuất khẩu điện với điểm giao nhận xuất khẩu trên lưới điện truyền tải thuộc hệ
thống điện quốc gia theo quy định.
27. Giá công suất
thị trường là mức giá tính toán cho mỗi chu kỳ giao dịch và áp dụng để tính
toán khoản thanh toán công suất cho các đơn vị phát điện trong thị trường điện.
28. Giá sàn bản
chào là mức giá thấp nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy
phát điện trong bản chào giá ngày tới.
29. Giá điện năng
thị trường là mức giá cho một đơn vị điện năng xác định cho mỗi chu kỳ giao
dịch, áp dụng để tính toán khoản thanh toán điện năng trong thị trường điện.
30. Giá thị trường
điện toàn phần là tổng giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường
của mỗi chu kỳ giao dịch.
31. Giá trần bản
chào là mức giá cao nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy
phát điện trong bản chào giá ngày tới.
32. Giá trần thị
trường điện là mức giá điện năng thị trường cao nhất, được xác định cho
từng năm.
33. Giá trị nước là
mức giá biên kỳ vọng tính toán cho lượng nước tích trong các hồ thủy điện khi
được sử dụng để phát điện thay thế cho các nguồn nhiệt điện trong tương lai,
tính quy đổi cho một đơn vị điện năng.
34. Hệ số suy giảm
hiệu suất là chỉ số suy giảm hiệu suất của tổ máy phát điện theo thời gian
vận hành.
35. Hệ số tải
trung bình năm hoặc tháng là tỷ lệ giữa tổng sản lượng điện năng phát trong
01 năm hoặc 01 tháng và tích của tổng công suất đặt với tổng số giờ tính toán
hệ số tải năm hoặc tháng.
36. Hệ thống thông
tin thị trường điện là hệ thống các trang thiết bị và cơ sở dữ liệu phục vụ
quản lý, trao đổi thông tin thị trường điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện quản lý.
37. Hợp đồng mua
bán điện là hợp đồng mua bán điện ký kết giữa đơn vị mua điện với đơn vị
phát điện trực tiếp giao dịch theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
38. Lập lịch có
ràng buộc là việc sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương
pháp tối thiểu chi phí mua điện có xét đến các ràng buộc kỹ thuật trong hệ
thống điện.
39. Lập lịch không
ràng buộc là việc sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương
pháp tối thiểu chi phí mua điện không xét đến các ràng buộc trong hệ thống điện.
40. Lịch huy động
chu kỳ giao dịch tới là lịch huy động dự kiến của các tổ máy để phát điện
và cung cấp dịch vụ phụ trợ cho chu kỳ giao dịch tới và các chu kỳ giao dịch
trong 03 giờ liền kề sau đó do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
tính toán, công bố.
41. Lịch huy động
ngày tới là lịch huy động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp
dịch vụ phụ trợ cho các chu kỳ giao dịch của ngày giao dịch tới do Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện lập.
42. Lịch tính giá
điện năng thị trường là lịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện lập sau ngày giao dịch hiện tại để xác định giá điện năng thị trường cho
từng chu kỳ giao dịch.
43. Mô hình mô
phỏng thị trường điện là hệ thống các phần mềm mô phỏng huy động các tổ máy
phát điện và tính giá điện năng thị trường được Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần.
44. Mô hình tính
toán giá trị nước là hệ thống các phần mềm tối ưu thủy nhiệt điện để tính
toán giá trị nước được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng
trong lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần.
45. Mức nước giới
hạn là mức nước thượng lưu thấp nhất của hồ chứa thủy điện cuối mỗi tháng
trong năm hoặc cuối mỗi tuần trong tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện tính toán và công bố theo Quy trình thực hiện đánh giá an ninh
hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng
dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
46. Mức nước tối
ưu là mức nước thượng lưu của hồ chứa thủy điện vào thời điểm cuối mỗi
tháng hoặc cuối mỗi tuần, đảm bảo việc sử dụng nước cho mục đích phát điện đạt
hiệu quả cao nhất và đáp ứng các yêu cầu ràng buộc, do Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện tính toán, công bố.
47. Năm N là
năm hiện tại vận hành thị trường điện, được tính theo năm dương lịch.
48. Ngày D là
ngày giao dịch hiện tại.
49. Ngày giao dịch
là ngày diễn ra các hoạt động giao dịch thị trường điện, tính từ 00h00 đến
24h00 hàng ngày.
50. Nhà máy điện
BOT là nhà máy điện được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh -
Chuyển giao thông qua hợp đồng giữa nhà đầu tư và cơ quan nhà nước có thẩm
quyền.
51. Nhà máy điện
mới tốt nhất là nhà máy nhiệt điện mới đưa vào vận hành có giá phát điện
bình quân tính toán cho năm tới thấp nhất và giá hợp đồng mua bán điện được
thoả thuận căn cứ theo khung giá phát điện cho nhà máy điện chuẩn do Bộ Công
Thương ban hành. Nhà máy điện mới tốt nhất được lựa chọn hàng năm để sử dụng trong
tính toán giá công suất thị trường.
52. Nhà máy thủy
điện chiến lược đa mục tiêu là nhà máy thủy điện trong danh mục nhà máy
điện lớn có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an
ninh do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt và danh mục nhà máy điện phối hợp vận
hành với nhà máy điện lớn có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội,
quốc phòng, an ninh do Bộ Công Thương phê duyệt.
53. Nhà máy điện
được phân bổ hợp đồng là nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn
Điện lực Việt Nam và được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện theo quy định tại Khoản 2 Điều 40 Thông tư này.
54. Nhóm nhà máy
thủy điện bậc thang là tập hợp các nhà máy thủy điện, trong đó lượng nước
xả từ hồ chứa của nhà máy thuỷ điện bậc thang trên chiếm toàn bộ hoặc phần lớn
lượng nước về hồ chứa nhà máy thuỷ điện bậc thang dưới và giữa hai nhà máy điện
này không có hồ chứa điều tiết nước lớn hơn 01 tuần.
55. Nút giao dịch là
vị trí được sử dụng để xác định sản lượng điện năng giao nhận cho các giao dịch
mua bán điện trên thị trường điện giao ngay trong thị trường điện.
56. Phần mềm lập
lịch huy động là hệ thống phần mềm được Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện sử dụng để lập lịch huy động ngày tới và chu kỳ giao dịch tới
cho các tổ máy phát điện trong thị trường điện.
57. Phụ tải hệ
thống là tổng sản lượng điện năng của toàn hệ thống điện tính quy đổi về
đầu cực các tổ máy phát điện và sản lượng điện năng nhập khẩu trong một chu kỳ
giao dịch trừ đi sản lượng của các nhà máy phát điện có tổng công suất đặt nhỏ
hơn hoặc bằng 30MW không tham gia thị trường điện và sản lượng của các nhà máy
thủy điện bậc thang trên cùng một dòng sông thuộc một đơn vị phát điện có tổng
công suất đặt nhỏ hơn hoặc bằng 60MW (đáp ứng điều kiện áp dụng quy định về biểu
giá chi phí tránh được do Bộ Công Thương ban hành).
58. Sản lượng kế
hoạch năm là sản lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động
trong năm tới.
59. Sản lượng kế
hoạch tháng là sản lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động
các tháng trong năm.
60. Suất hao nhiệt
là lượng nhiệt năng tiêu hao của tổ máy hoặc nhà máy điện để sản xuất ra
một đơn vị điện năng.
61. Thanh toán
phát ràng buộc là khoản thanh toán mà đơn vị phát điện được nhận cho lượng
điện năng phát tăng thêm.
62. Tháng M là
tháng hiện tại vận hành thị trường điện, được tính theo tháng dương lịch.
63. Thị trường
điện giao ngay là thị trường thực hiện lập lịch huy động, tính toán giá thị
trường theo bản chào và thanh toán theo từng chu kỳ giao dịch trong ngày cho
các giao dịch mua bán điện năng giữa các đơn vị phát điện và các đơn vị mua
điện.
64. Thiếu công
suất là tình huống khi tổng công suất công bố của tất cả các đơn vị phát
điện nhỏ hơn nhu cầu phụ tải hệ thống dự báo trong một chu kỳ giao dịch.
65. Thông tin bảo
mật là các thông tin mật theo quy định của pháp luật hoặc theo thỏa thuận
giữa các bên.
66. Thông tin thị
trường là toàn bộ dữ liệu và thông tin liên quan đến các hoạt động của thị
trường điện.
67. Thời điểm chấm
dứt chào giá là thời điểm mà sau đó các đơn vị phát điện không được phép
thay đổi bản chào giá ngày tới, trừ các trường hợp được quy định tại Điều 47 trong Thông tư này. Trong thị trường điện, thời điểm
chấm dứt chào giá cho ngày D là 11h30 của ngày D-1.
68. Thứ tự huy
động là kết quả sắp xếp các dải công suất trong bản chào theo nguyên tắc về
giá từ thấp đến cao có xét đến các ràng buộc của hệ thống điện.
69. Thừa công suất
là tình huống khi tổng lượng công suất được chào ở mức giá sàn của các đơn vị
phát điện trực tiếp giao dịch và công suất dự kiến huy động của các nhà máy
điện thuộc các đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch do Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện công bố tại một miền hoặc cả hệ thống điện trong chu kỳ
giao dịch lớn hơn phụ tải miền hoặc phụ tải hệ thống dự báo.
70. Tổng số giờ
tính toán hệ số tải năm là tổng số giờ của cả năm N đối với các tổ máy đã
vào vận hành thương mại từ năm N-1 trở về trước hoặc là tổng số giờ tính từ
thời điểm vận hành thương mại của tổ máy đến hết năm đối với các tổ máy đưa vào
vận hành thương mại trong năm N, trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế
hoạch đã được phê duyệt trong năm N.
71. Tổng số giờ
tính toán hệ số tải tháng là tổng số giờ của tháng M đối với các tổ máy đã
vào vận hành thương mại từ tháng M-1 trở về trước hoặc là tổng số giờ tính từ
thời điểm vận hành thương mại của tổ máy đến hết tháng đối với các tổ máy đưa
vào vận hành trong tháng M, trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế hoạch
đã được phê duyệt trong tháng M.
72. Tổ máy khởi
động chậm là tổ máy phát điện không có khả năng khởi động và hoà lưới trong
thời gian nhỏ hơn 30 phút.
73. Tuần T là
tuần hiện tại vận hành thị trường điện.
74. Vị trí đo đếm
là vị trí đặt hệ thống đo đếm điện năng để xác định sản lượng điện năng giao
nhận phục vụ thanh toán thị trường điện tuân thủ theo Quy định đo đếm điện năng
trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành và các quy định khác có liên
quan.
Chương
II
ĐĂNG
KÝ THAM GIA THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 4. Trách nhiệm
tham gia thị trường điện của đơn vị phát 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 có trách nhiệm hoàn thành thủ tục đăng
ký và trực tiếp tham gia thị trường điện, trừ các nhà máy điện được quy định
tại Khoản 3 Điều này.
2. Nhà máy điện có
công suất đặt đến 30MW đấu nối lưới điện cấp điện áp từ 110kV trở lên (trừ các
trường hợp quy định tại Điểm a, Điểm c, Điểm d, Điểm đ, Điểm e Khoản 3 Điều này)
và nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện có công suất
đặt lớn hơn 30 MW được quyền lựa chọn tham gia thị trường điện. Trường hợp lựa
chọn tham gia thị trường điện, nhà máy điện có trách nhiệm:
a) Chuẩn bị cơ sở hạ
tầng theo quy định tại Khoản 4 Điều này;
b) Hoàn thiện và nộp
hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện theo quy định tại Khoản 1
Điều 7 Thông tư này;
c) Tuân thủ các yêu
cầu đối với đơn vị phát điện tham gia thị trường điện theo quy định tại Thông
tư này và các văn bản quy phạm pháp luật có liên quan.
3. Các nhà máy điện
gián tiếp tham gia thị trường điện bao gồm:
a) Nhà máy điện BOT;
b) Nhà máy điện sử
dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện (trừ trường hợp quy định tại Khoản
2 Điều này);
c) Nhà máy điện
tuabin khí có các ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí để đảm bảo
lợi ích quốc gia;
d) Nhà máy điện thuộc
khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng điện lên hệ thống điện quốc gia;
đ) Các nhà máy thủy
điện chiến lược đa mục tiêu;
e) Các nguồn điện
nhập khẩu.
4. Trước ngày 01
tháng 11 năm N-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm lập và báo cáo Cục Điều tiết điện lực danh sách các đơn vị phát điện trực
tiếp giao dịch, các đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch và các đơn vị mua điện
trong thị trường điện trong năm N để công bố cho các thành viên tham gia thị
trường điện.
5. Đơn vị phát điện
sở hữu nhà máy điện tham gia thị trường điện có trách nhiệm đầu tư, hoàn thiện
hệ thống trang thiết bị để đấu nối vào hệ thống thông tin thị trường điện (bao
gồm: Hệ thống chào giá, hệ thống quản lý lệnh điều độ, hệ thống hỗ trợ thanh
toán thị trường điện, hệ thống mạng kết nối thông tin nội bộ thị trường điện),
hệ thống SCADA/EMS, hệ thống đo đếm điện năng và chữ ký số đáp ứng yêu cầu vận
hành của thị trường điện và các hệ thống khác theo quy định.
Điều 5. Trách nhiệm
tham gia thị trường điện đối với đơn vị mua buôn điện
1. Đơn vị mua buôn
điện có trách nhiệm đăng ký tham gia thị trường điện trong trường hợp mua điện
tại các vị trí đo đếm thuộc phạm vi thị trường bán buôn điện quy định tại Điều 70 Thông tư này.
2. Đơn vị mua buôn
điện có trách nhiệm đầu tư, hoàn thiện hệ thống trang thiết bị để đấu nối vào
hệ thống thông tin thị trường điện, hệ thống đo đếm điện năng, hệ thống thu
thập số liệu đo đếm từ xa tại các vị trí đo đếm ranh giới trong phạm vi quản lý
và chữ ký số đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện và các hệ thống khác
theo quy định.
Điều 6. Thời điểm
tham gia thị trường điện
1. Đối với đơn vị
phát điện tham gia thị trường phát điện cạnh tranh, đơn vị mua buôn điện tham
gia thị trường bán buôn điện thí điểm: Tiếp tục tham gia thị trường bán buôn
điện từ ngày thị trường bán buôn điện cạnh tranh chính thức vận hành.
2. Đối với các trường
hợp khác
a) Đơn vị phát điện
sở hữu nhà máy điện có trách nhiệm tham gia thị trường điện từ:
- Ngày đầu tiên của
tháng M nếu ngày vận hành thương mại của nhà máy điện được công nhận trước ngày
20 tháng M-1;
- Ngày đầu tiên của
tháng M+1 nếu ngày vận hành thương mại của nhà máy điện được công nhận từ ngày
20 đến ngày cuối cùng của tháng M-1.
b) Đơn vị mua buôn
điện có trách nhiệm tham gia thị trường điện từ ngày thực hiện giao nhận, mua
điện từ lưới điện truyền tải.
Điều 7. Đăng ký tham
gia thị trường điện[4]
a) 1. Đối với Đơn vị
phát điện
b) Đơn vị phát điện
tham gia thị trường điện khi đáp ứng đủ các yêu cầu sau:
- Giấy phép hoạt động
điện lực trong lĩnh vực phát điện còn hiệu lực;
- Hoàn thành nghiệm
thu đưa vào vận hành các hệ thống theo quy định tại Khoản 5 Điều
4 Thông tư này;
- Hoàn thành ký kết
hợp đồng mua bán điện và văn bản công nhận ngày vận hành thương mại của nhà máy
điện;
- Thỏa thuận thống
nhất về đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang (trong
trường hợp Đơn vị phát điện là đại diện cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang).
c) Trước 07 ngày làm
việc kể từ ngày chậm nhất phải tham gia thị trường điện theo quy định tại Điều 6 Thông tư này, Đơn vị phát điện có trách nhiệm gửi 01 bộ
hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện cho từng nhà máy điện về Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện qua trang thông tin điện tử thị trường điện.
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hướng dẫn các
đơn vị về thành phần hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện của Đơn vị phát điện.
2. Đối với Đơn vị mua
buôn điện
a) Đơn vị mua buôn
điện tham gia thị trường điện khi đáp ứng các yêu cầu sau:
- Giấy phép hoạt động
điện lực còn hiệu lực;
- Đáp ứng các quy
định về đo đếm điện năng tại các điểm đo đếm ranh giới giao nhận của đơn vị
theo quy định;
- Hoàn thành nghiệm
thu đưa vào vận hành hệ thống thu thập số liệu đo đếm từ xa tại các vị trí đo
đếm ranh giới trong phạm vi quản lý của đơn vị, hệ thống mạng kết nối thông tin
nội bộ thị trường điện và chữ ký số.
b) Trước 07 ngày làm
việc kể từ ngày chậm nhất phải tham gia thị trường điện theo quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều 6 Thông tư này, Đơn vị mua buôn điện có
trách nhiệm gửi 01 bộ hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện về Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện qua trang thông tin điện tử thị trường điện.
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hướng dẫn các
đơn vị về thành phần hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện của Đơn vị mua buôn
điện.
Điều 8. Kiểm tra hồ
sơ đăng ký tham gia thị trường điện
1. Trong thời hạn 02
ngày làm việc tính từ ngày nhận được hồ sơ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính đầy đủ của hồ sơ đăng ký tham gia
thị trường điện và yêu cầu đơn vị đăng ký bổ sung, hoàn thiện hồ sơ nếu hồ sơ
chưa đáp ứng theo quy định tại a) Thông tư này.
2. Trong thời hạn 03
ngày làm việc tính từ ngày nhận được hồ sơ hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra hồ sơ, đánh giá khả năng chính
thức tham gia thị trường điện của đơn vị.
3. Trường hợp đơn vị
đăng ký tham gia thị trường điện đã đáp ứng đầy đủ các điều kiện tham gia thị
trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lực có trách
nhiệm thông báo cho đơn vị đăng ký và công bố trên trang thông tin điện tử thị
trường điện ít nhất 24 giờ trước thời điểm đơn vị này chính thức tham gia thị
trường điện.
Điều 9. Thông tin
thành viên tham gia thị trường điện
1. Thành viên thị
trường có trách nhiệm đăng ký các thông tin chung về đơn vị cho Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xây dựng và công bố các yêu cầu
chi tiết về thông tin đăng ký tham gia thị trường áp dụng cho từng loại hình
thành viên thị trường điện.
3. Đăng ký công tơ đo
đếm và điểm đấu nối
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện thiết lập và duy trì thông tin đăng ký của các
công tơ và các điểm đấu nối thuộc phạm vi giao dịch trong thị trường điện;
b) Đối với từng công
tơ đo đếm, thông tin đăng ký phải thể hiện rõ đơn vị chịu tránh nhiệm quản lý,
vận hành công tơ, đơn vị chịu trách nhiệm thu thập số liệu đo đếm từ công tơ;
c) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện phối hợp với đơn vị thành viên thị trường có liên
quan thực hiện xác nhận các điểm đấu nối và công tơ đo đếm tại điểm đấu nối của
từng đơn vị thành viên thị trường điện;
d) Trường hợp có thay
đổi về sở hữu hoặc trách nhiệm đối với điểm đấu nối, đơn vị thành viên thị
trường điện có liên quan phải thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện.
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lưu trữ, cập nhật thông tin đăng
ký của tất cả các đơn vị thành viên thị trường điện.
5. Trường hợp có thay
đổi về thông tin đăng ký, đơn vị thành viên thị trường điện có trách nhiệm
thông báo với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các thay đổi này.
6. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật và công bố các thông tin
đăng ký tham gia thị trường của các thành viên thị trường điện, bao gồm cả các
thay đổi; lưu trữ đầy đủ các thông tin, dữ liệu quá khứ.
7. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực khi
có đăng ký tham gia thị trường điện hoặc khi có thay đổi liên quan đến việc
tham gia của các đơn vị thành viên thị trường điện, bao gồm: Tình hình đăng ký
tham gia và kết quả thẩm định hồ sơ đăng ký tham gia của các đơn vị thành viên
mới, các thay đổi về thông tin đăng ký hoặc ngừng tham gia thị trường điện của
các đơn vị thành viên thị trường điện.
Điều
10. Chấm dứt tham gia thị trường điện
1. Các trường hợp
chấm dứt tham gia thị trường điện
a) Nhà máy điện chấm
dứt tham gia thị trường điện trong các trường hợp sau:
- Theo đề nghị của
đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện trong các trường hợp sau:
+ Nhà máy điện ngừng
vận hành hoàn toàn;
+ Nhà máy điện không
duy trì và không có khả năng khôi phục lại công suất đặt lớn hơn 30 MW trong thời
hạn 01 năm.
- Giấy phép hoạt động
điện lực trong lĩnh vực phát điện của nhà máy điện bị thu hồi hoặc hết hiệu
lực.
b) Đơn vị mua buôn
điện không tiếp tục mua điện tại các điểm giao nhận thuộc phạm vi thị trường
điện hoặc Giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực bán buôn, bán lẻ điện bị
thu hồi hoặc hết hiệu lực.
2. Trường hợp giấy
phép hoạt động điện lực bị thu hồi, thời điểm ngừng tham gia thị trường điện
của đơn vị phát điện hoặc đơn vị mua buôn điện được tính từ thời điểm giấy phép
hoạt động điện lực bị thu hồi theo quyết định của cơ quan có thẩm quyền. Trong
các trường hợp còn lại, trong thời hạn ít nhất 30 ngày trước thời điểm muốn
chấm dứt tham gia thị trường điện, đơn vị thành viên thị trường điện có trách
nhiệm gửi văn bản đề nghị chấm dứt tham gia thị trường điện cho Đơn vị vận hệ
thống điện và thị trường điện.
3. Trong thời hạn 10
ngày tính từ ngày nhận được văn bản thông báo đề nghị chấm dứt tham gia thị
trường điện của đơn vị thành viên thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm xem xét, quyết định và thông báo cho Cục
Điều tiết điện lực để giám sát thực hiện.
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lưu trữ hồ sơ, thông báo trên
trang thông tin điện tử thị trường điện về việc chấm dứt tham gia thị trường
điện của đơn vị thành viên thị trường điện.
Điều
11. Xử lý các trường hợp không đăng ký tham gia thị trường điện
1. Đối với nhà máy
điện đã được cấp giấy phép hoạt động điện lực và phải tham gia thị trường điện
theo quy định tại Điều 4 Thông tư này nhưng đơn vị phát điện
sở hữu nhà máy điện này không hoàn thành đăng ký tham gia thị trường điện, Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không huy động nhà máy điện này
phát điện lên lưới điện quốc gia, trừ trường hợp sau:
a) Xảy ra tình trạng
hệ thống điện mất cân bằng cung cầu;
b) Đảm bảo yêu cầu về
nhu cầu nước hạ du theo quy định của quy trình vận hành liên hồ chứa, quy trình
vận hành đơn hồ hoặc theo yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền (đối với
các nhà máy thủy điện);
c) Chống xả tràn (đối
với các nhà máy thủy điện).
2. Trong trường hợp
được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện huy động theo quy định
tại Khoản 1 Điều này, đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện được thanh toán theo
quy định tại hợp đồng mua bán điện.
Chương
III
NGUYÊN
TẮC VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều
12. Ngày giao dịch, chu kỳ giao dịch, chu kỳ điều độ
1. Ngày giao dịch
được tính từ thời điểm 00h00 đến 24h00 của ngày dương lịch.
2. Chu kỳ giao dịch
là 60 phút, tính từ thời điểm bắt đầu của mỗi giờ trong ngày giao dịch. Khi các
điều kiện về cơ sở hạ tầng được đáp ứng, Cục Điều tiết điện lực xem xét giảm
chu kỳ giao dịch xuống 30 phút.
3. Chu kỳ điều độ là
60 phút, tính từ thời điểm bắt đầu của mỗi giờ trong ngày giao dịch. Khi các điều
kiện về cơ sở hạ tầng được đáp ứng, Cục Điều tiết điện lực xem xét giảm chu kỳ điều
độ xuống 30 phút đồng bộ với việc giảm chu kỳ giao dịch tại Khoản 2 Điều này.
Điều
13. Nút giao dịch mua bán điện
1. Nút giao dịch mua
bán điện của từng đơn vị tham gia thị trường điện bao gồm:
a) Đối với đơn vị
phát điện, nút giao dịch của đơn vị này được tính tại điểm giao nhận điện của
nhà máy điện thuộc sở hữu của đơn vị với hệ thống điện quốc gia;
b) Đối với đơn vị mua
buôn điện, nút giao dịch của đơn vị này được tính tại:
- Điểm giao nhận giữa
lưới truyền tải điện và lưới phân phối điện của đơn vị mua điện;
- Điểm giao nhận (nếu
có) giữa các nhà máy điện tham gia thị trường điện và lưới phân phối điện của
đơn vị mua điện;
- Điểm giao nhận trên
lưới phân phối với đơn vị mua điện khác tham gia thị trường điện.
2. Đơn vị phát điện,
đơn vị mua điện phải đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện nút giao dịch của đơn vị trong quá trình đăng ký tham gia thị trường điện.
Trường hợp có thay đổi về các nút giao dịch hiện có, bổ sung các nút giao dịch
mới, đơn vị phát điện, đơn vị mua điện có trách nhiệm thông báo thông tin này
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phối hợp với đơn vị liên quan
trong việc lập, quản lý và công bố danh mục các nút giao dịch tương ứng với
từng thành viên tham gia thị trường điện.
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phối hợp với các đơn vị liên quan
trong việc lập và quản lý danh mục công tơ đo đếm cho từng nút giao dịch để xác
định sản lượng điện năng giao dịch trong thị trường tại nút giao dịch đó trong
từng chu kỳ giao dịch.
Điều
14. 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. Đối với tổ máy
nhiệt điện
a) Giá trần bản chào
của tổ máy nhiệt điện được xác định hàng năm, điều chỉnh hàng tháng và được
tính toán căn cứ trên các yếu tố sau:
- Suất hao nhiệt của
tổ máy phát điện;
- Hệ số suy giảm hiệu
suất theo thời gian vận hành của tổ máy phát điện;
- Giá nhiên liệu;
- Giá biến đổi theo
hợp đồng mua bán điện.
b) Giá sàn bản chào
của tổ máy nhiệt điện là 01 đồng/kWh.
3. Đối với tổ máy
thuỷ điện
a) Giá trần bản chào
của tổ máy thuỷ điện được quy định tại Điều 43 Thông tư này;
b) Giá sàn bản chào
của tổ máy thuỷ điện là 0 đồng/kWh.
Điều
15. Giá thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện
1. Giá điện năng thị
trường áp dụng cho đơn vị phát điện
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán sau thời điểm vận hành
căn cứ trên phương pháp lập lịch không ràng buộc;
b) Không vượt quá giá
trần thị trường điện.
2. Giá công suất thị
trường áp dụng cho đơn vị phát điện
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán trong quá trình lập kế
hoạch vận hành năm tới và không thay đổi trong năm áp dụng;
b) Tính toán trên
nguyên tắc đảm bảo cho Nhà máy điện mới tốt nhất thu hồi đủ chi phí biến đổi và
chi phí cố định.
3. Giá thị trường
điện toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện được tính bằng tổng của 02 thành phần
sau:
a) Giá điện năng thị
trường áp dụng cho đơn vị phát điện;
b) Giá công suất thị
trường áp dụng cho đơn vị phát điện.
Điều
16. Xác định sản lượng hợp đồng[5]
1. Quy định chung
a) Đơn vị phát điện
và Đơn vị mua điện có trách nhiệm thỏa thuận, thống nhất và quy định trong hợp
đồng mua bán điện về tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng
trong khung quy định tại Điểm b Khoản này hoặc sản lượng hợp đồng năm (hoặc
từng năm trong chu kỳ nhiều năm);
Căn cứ sản lượng hợp
đồng năm đã thống nhất trong hợp đồng mua bán điện, Đơn vị phát điện và Đơn vị
mua điện tính toán và thống nhất về việc phân bổ sản lượng hợp đồng vào từng
tháng trong năm. Trường hợp các bên không thống nhất về sản lượng hợp đồng
tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện tính toán sản
lượng hợp đồng tháng theo quy định tại Thông tư này.
b) Tỷ lệ sản lượng
điện năng thanh toán theo giá hợp đồng không cao hơn 100% và không thấp hơn
60%;
c) Đối với nhà máy
điện có ràng buộc về bao tiêu nhiên liệu và có văn bản của cơ quan quản lý nhà
nước có thẩm quyền cho phép chuyển ngang các quy định bao tiêu nhiên liệu của
nhà máy điện trong hợp đồng cung cấp nhiên liệu sang hợp đồng mua bán điện: Đơn
vị phát điện và Đơn vị mua điện có trách nhiệm thỏa thuận, thống nhất về sản
lượng hợp đồng năm, trong đó sản lượng hợp đồng năm không thấp hơn sản lượng
điện năng tương ứng với lượng bao tiêu nhiên liệu năm của nhà máy điện và có
xét đến khả dụng của nhà máy điện trong năm.
2. Đối với nhà máy
điện đã ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam:
5
17
a) Sản lượng hợp đồng
năm:
- Trường hợp Đơn vị
phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam thống nhất về tỷ lệ điện năng thanh
toán theo giá hợp đồng cho năm N+1 (chưa thống nhất về sản lượng hợp đồng năm
và sản lượng hợp đồng từng tháng trong năm N+1) theo Điểm a Khoản 1 Điều này:
Trước ngày 15 tháng 11 năm N, các đơn vị cung cấp số liệu này cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện để thực hiện tính toán sản lượng hợp đồng
năm N+1 theo quy định tại Khoản 1 Điều 27 Thông tư này;
- Trường hợp Đơn vị
phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam thống nhất về sản lượng hợp đồng năm
N+1 (chưa thống nhất về sản lượng hợp đồng từng tháng trong năm N+1) theo Điểm
a Khoản 1 Điều này: Trước ngày 15 tháng 11 năm N, các đơn vị cung cấp số liệu này
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để thực hiện tính toán sản
lượng hợp đồng từng tháng trong năm N+1theo quy định tại Khoản
2 Điều 27 Thông tư này;
- Trường hợp Đơn vị
phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam không thống nhất về tỷ lệ điện năng
thanh toán theo giá hợp đồng năm N+1 và sản lượng hợp đồng năm năm N+1 để cung
cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 15 tháng 11
năm N: Thực hiện theo quy định tại Khoản 5 Điều này.
b) Sản lượng hợp đồng
tháng:
- Trường hợp Đơn vị
phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam thống nhất về sản lượng hợp đồng từng
tháng trong năm theo Điểm a Khoản 1 Điều này: Trước ngày 15 tháng 11 năm N, các
đơn vị cung cấp số liệu sản lượng hợp đồng từng tháng trong năm N+1 cho Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện để phân bổ sản lượng hợp đồng vào
từng chu kỳ giao dịch theo quy định tại Điều 38 Thông tư này.
Trong năm N+1, trường hợp Đơn vị phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam có
thỏa thuận, thống nhất về điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng M, các đơn vị có
trách nhiệm cung cấp sản lượng hợp đồng điều chỉnh này cho Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện trước ngày 20 tháng M-1;
- Trường hợp Đơn vị
phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam không thống nhất về sản lượng hợp đồng
từng tháng trong năm: Căn cứ sản lượng hợp đồng năm quy định tại Điểm a Khoản này,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán sản lượng hợp đồng
tháng theo quy định tại Khoản 2 Điều 27 Thông tư này để Đơn
vị phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam thực hiện.
c) Sản lượng hợp đồng
từng chu kỳ giao dịch: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực
hiện tính toán sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch căn cứ theo sản lượng
hợp đồng tháng quy định tại Điểm b Khoản này và theo nguyên tắc quy định tại Điều 38 Thông tư này.
3. Đối với nhà máy
điện đã ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, được phân bổ cho Đơn vị mua
buôn điện và nhà máy điện đã ký hợp đồng với đơn vị mua buôn điện:
a) Sản lượng hợp đồng
năm và tháng của nhà máy điện tuân thủ quy định tại Khoản 1 Điều này và tính
toán theo các nguyên tắc quy định tại Khoản 2 Điều này;
b) Trường hợp Đơn vị
phát điện và Đơn vị mua điện không thống nhất về tỷ lệ điện năng thanh toán
theo giá hợp đồng và sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện: Thực hiện theo
quy định tại Khoản 5 Điều này;
c) Sản lượng hợp đồng
từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện xác định trong lập kế hoạch vận hành tháng tới căn cứ trên việc
phân bổ sản lượng hợp đồng tháng vào các chu kỳ giao dịch trong tháng thực hiện
theo quy định tại Điều 40 Thông tư này;
4. Đối với nhà máy
điện mới (vận hành thương mại sau thời điểm Thông tư này có hiệu lực):
a) Trước ngày vận
hành thương mại dự kiến của nhà máy điện 90 ngày, Đơn vị phát điện và Đơn vị
mua điện có trách nhiệm thoả thuận, thống nhất trong hợp đồng mua bán điện về
tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng hoặc sản lượng hợp đồng
năm theo quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này;
b) Sản lượng hợp đồng
tháng:
- Trường hợp Đơn vị
phát điện và Đơn vị mua điện thỏa thuận, thống nhất trong hợp đồng mua bán điện
về sản lượng hợp đồng từng tháng trong năm: Trước ngày 20 tháng M, các đơn vị
cung cấp số liệu sản lượng hợp đồng tháng M+1 cho Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện để phân bổ sản lượng hợp đồng vào từng chu kỳ giao dịch
trong tháng M+1;
- Trường hợp Đơn vị
phát điện và Đơn vị mua điện không thống nhất về sản lượng hợp đồng từng tháng
trong năm: Căn cứ sản lượng hợp đồng năm quy định tại Điểm a Khoản này, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán sản lượng hợp đồng tháng
theo quy định tại Khoản 2 Điều 27 Thông tư này.
c) Sản lượng hợp đồng
từng chu kỳ giao dịch: Trừ trường hợp có thỏa thuận khác trong hợp đồng mua bán
điện, sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện được Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện xác định trong lập kế hoạch vận hành
tháng tới căn cứ trên việc phân bổ sản lượng hợp đồng tháng vào các chu kỳ giao
dịch trong tháng theo quy định tại Điều 38 và Điều 40 Thông tư
này.
5. Đối với nhà máy
điện đã ký hợp đồng nhưng không thống nhất được tỷ lệ sản lượng điện năng thanh
toán theo giá hợp đồng hoặc sản lượng hợp đồng năm N+1 với Tập đoàn Điện lực
Việt Nam hoặc Đơn vị mua buôn điện theo quy định tại Khoản 1 Điều này để cung
cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 15 tháng 11
năm N:
a) Đơn vị phát điện,
Đơn vị mua điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực và cung cấp cho
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 20 tháng 11 hàng
năm về các nội dung sau:
- Các vấn đề mà hai
đơn vị chưa thống nhất, lập luận của đơn vị về các vấn đề chưa thống nhất;
- Tổng hợp sản lượng
điện thực phát, sản lượng điện hợp đồng trong 05 năm gần nhất;
- Các bất thường dự
kiến trong năm kế tiếp;
- Đề xuất của đơn vị
về tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng và sản lượng hợp đồng.
b) Căn cứ báo cáo của
Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm đề xuất các phương án tỷ lệ sản lượng thanh toán
theo giá hợp đồng trong năm tới theo quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này và
báo cáo Cục Điều tiết điện lực;
c) Cục Điều tiết điện
lực chủ trì, tổ chức làm việc với Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện để các
đơn vị thương lượng và thỏa thuận về tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo
giá hợp đồng hoặc sản lượng hợp đồng năm theo quy định tại Khoản 1 Điều này;
d) Trường hợp các bên
vẫn không thống nhất tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng
hoặc sản lượng hợp đồng năm: Trước ngày 10 tháng 12 năm N, căn cứ kết quả tính
toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tại Điểm b Khoản này,
Cục Điều tiết điện lực công bố tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng năm
N+1 để các bên thực hiện trong giai đoạn chưa thống nhất trong hợp đồng mua bán
điện:
- Tỷ lệ sản lượng
thanh toán theo giá hợp đồng do Cục Điều tiết điện lực công bố trong khung quy
định tại Điểm b Khoản 1 Điều này;
- Căn cứ tỷ lệ sản
lượng thanh toán theo giá hợp đồng do Cục Điều tiết điện lực công bố, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán sản lượng
hợp đồng năm và tháng theo quy định tại Điều 27 Thông tư này
và thông báo cho Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện để thực hiện theo các quy
định vận hành thị trường điện tại Thông tư này;
đ) Trong giai đoạn áp
dụng tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng theo công bố của Cục Điều
tiết điện lực, Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện tiếp tục thỏa thuận về sản
lượng hợp đồng các tháng còn lại trong năm. Trường hợp Đơn vị phát điện và Đơn
vị mua điện đạt được thỏa thuận về sản lượng hợp đồng các tháng còn lại trong
năm và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện: Các đơn
vị báo cáo Cục Điều tiết điện lực về sản lượng hợp đồng đã thống nhất và thời
gian thực hiện;
e) Trước ngày 15
tháng 6 của năm vận hành, Cục Điều tiết điện lực chủ trì, tổ chức làm việc với
Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện chưa đạt được thỏa thuận về sản lượng hợp
đồng để các bên làm rõ các phương án của mỗi bên, thương lượng và thoả thuận
thống nhất về sản lượng hợp đồng các tháng còn lại trong năm. Trường hợp Đơn vị
phát điện và Đơn vị mua điện tiếp tục không thống nhất:
- Tiếp tục áp dụng tỷ
lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng tạm thời do Cục Điều tiết điện lực
công bố tại Điểm d Khoản này đến khi hai bên thoả thuận được hoặc đến hết năm
vận hành tuỳ theo điều kiện nào đến trước;
- Tiếp tục thỏa thuận
về tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng và sản lượng hợp đồng. Trường
hợp hai bên đạt được thoả thuận thống nhất, các đơn vị thông báo cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện theo thời gian biểu của vận hành kế hoạch
vận hành thị trường điện tháng và báo cáo Cục Điều tiết điện lực.
6. Điều chỉnh sản
lượng hợp đồng:
a) Điều chỉnh sản
lượng hợp đồng tháng:
- Trường hợp Đơn vị
phát điện và Đơn vị mua điện thống nhất trong hợp đồng mua bán điện về sản
lượng hợp đồng tháng, hoặc các nội dung về điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng
(các trường hợp điều chỉnh, nguyên tắc điều chỉnh) trước tháng vận hành: Việc điều
chỉnh sản lượng hợp đồng tháng được thực hiện theo quy định tại hợp đồng mua
bán điện, không thuộc phạm vi áp dụng của Thông tư này. Các đơn vị có trách
nhiệm thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các nội
dung đã thống nhất để phục vụ công tác vận hành thị trường điện;
- Trường hợp sản
lượng hợp đồng tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính
toán theo quy định tại Khoản 2 Điều 27 Thông tư này và
không có thỏa thuận khác trong hợp đồng mua bán điện về điều chỉnh sản lượng
hợp đồng tháng: Việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng được thực hiện theo các
nguyên tắc quy định tại Điều 37 Thông tư này.
b) Điều chỉnh sản
lượng hợp đồng chu kỳ giao dịch:
- Trường hợp Đơn vị
phát điện và Đơn vị mua điện thống nhất trong hợp đồng mua bán điện về sản
lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch hoặc các nội dung về điều chỉnh sản lượng
hợp đồng chu kỳ giao dịch (các trường hợp điều chỉnh, nguyên tắc điều chỉnh):
Việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng chu kỳ giao dịch được thực hiện theo quy
định tại hợp đồng mua bán điện. Các đơn vị có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các nội dung đã thống nhất để phục
vụ công tác vận hành thị trường điện;
- Trường hợp sản
lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện tính toán theo quy định tại Điều 38 và Điều 40 Thông
tư này và không có thỏa thuận khác trong hợp đồng mua bán điện về điều
chỉnh sản lượng hợp đồng chu kỳ giao dịch: Việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng
chu kỳ giao dịch được thực hiện theo các nguyên tắc quy định tại Điều
39 Thông tư này.
Chương
IV
KẾ
HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Mục
1. KẾ HOẠCH VẬN HÀNH NĂM TỚI
Điều
17. Kế hoạch vận hành năm tới
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành thị trường
điện năm tới, bao gồm các nội dung sau:
a) Lựa chọn Nhà máy
điện mới tốt nhất;
b) Tính toán giá công
suất thị trường;
c) Tính toán giá trị
nước và mức nước tối ưu của các hồ chứa thủy điện;
d) Tính toán giới hạn
giá bản chào của tổ máy nhiệt điện;
đ) Xác định các
phương án giá trần thị trường điện;
e) Tính toán sản
lượng kế hoạch, sản lượng hợp đồng năm và phân bổ sản lượng hợp đồng năm vào
các tháng trong năm của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị
trường điện để tính toán các nội dung quy định tại Khoản 1 Điều này. Thông số
đầu vào sử dụng trong mô phỏng thị trường điện của các tổ máy nhiệt điện là chi
phí biến đổi của tổ máy được xác định tại Khoản 3 Điều này, các đặc tính thuỷ
văn, đặc tính kỹ thuật của nhà máy thuỷ điện và các ràng buộc về dịch vụ dự
phòng điều chỉnh tần số.
3. Chi phí biến đổi
của tổ máy nhiệt điện được xác định như sau:
a) Trường hợp xác
định được giá trị suất hao nhiệt theo hợp đồng mua bán điện, chi phí biến đổi
của tổ máy xác định như sau:
Trong đó:
VCb: Chi
phí biến đổi của tổ máy (đồng/kWh);
: Thành phần giá biến đổi điều
chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính (than, khí) của nhà máy điện
(đồng/kWh);
: Thành phần giá biến đổi điều
chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy điện
(đồng/kWh);
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh
theo biến động khác của nhà máy điện (đồng/kWh).
- Thành phần giá biến
đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện
được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Thành phần giá biến đổi điều
chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Suất hao nhiệt bình quân của
nhiên liệu chính của tổ máy phát điện quy định trong trong hợp đồng mua bán điện
(kg/kWh hoặc BTU/kWh hoặc kcal/kWh).
: Giá nhiên liệu chính bao gồm cả giá
vận chuyển nhiên liệu chính (đồng/kCal; đồng/BTU hoặc đồng/kg).
- Thành phần giá biến
đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện được
xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Thành phần giá biến đổi điều
chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Suất hao nhiệt bình quân của
nhiên liệu phụ theo thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện trên cơ sở thông số
của nhà chế tạo thiết bị (kg/kWh);
: Giá nhiên liệu phụ bao gồm cả
cước vận chuyển và các loại phí khác theo quy định (đồng/kg).
- Suất hao nhiệt bình
quân của nhiên liệu (chính, phụ) do đơn vị mua điện cung cấp và được hiệu chỉnh
theo hệ số suy giảm hiệu suất. Trường hợp suất hao nhiệt trong hợp đồng là suất
hao nhiệt bình quân cả đời dự án thì không điều chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu
suất. Trong trường hợp hợp đồng mua bán điện chỉ có đường đặc tính suất hao tại
các mức tải thì suất hao nhiệt của tổ máy được xác định tại mức tải tương ứng
với sản lượng điện năng phát bình quân nhiều năm của nhà máy điện được quy định
trong hợp đồng mua bán điện.
Trường hợp tổ máy
nhiệt điện không có suất hao nhiệt trong hợp đồng mua bán điện thì xác định
bằng suất hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm theo công nghệ phát điện
và công suất đặt và cùng nhà chế tạo. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán suất tiêu hao nhiên liệu hoặc suất hao
nhiệt của nhà máy điện chuẩn;
- Hệ số suy giảm hiệu
suất của tổ máy nhiệt điện được xác định bằng hệ số suy giảm hiệu suất trong
hợp đồng mua bán điện do đơn vị mua điện cung cấp.
Trường hợp không có
số liệu hệ số suy giảm hiệu suất trong hợp đồng mua bán điện, áp dụng hệ số suy
giảm hiệu suất của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm với nhà máy điện đó do Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định.
- Thành phần giá biến
đổi khác của nhà máy điện 
(đồng/kWh) được xác định theo quy định tại
hợp đồng mua bán điện.
b) Trường hợp không
có suất hao nhiệt trong hợp đồng mua bán điện đã ký, chi phí biến đổi của tổ
máy được xác định bằng giá biến đổi năm N (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu
chính) trong hợp đồng mua bán điện có cập nhật các yếu tố ảnh hưởng đến giá
biến đổi của năm N. Đối với nhà máy điện chưa ký hợp đồng mua bán điện, giá
biến đổi năm được tính theo nhà máy điện đã ký hợp đồng mua bán điện có công
nghệ phát điện và công suất đặt tương đương;
c) Các thành phần giá
và chi phí được sử dụng trong tính toán giá biến đổi hoặc chi phí biến đổi năm
N được xác định theo thứ tự ưu tiên như sau:
- Giá nhiên liệu áp
dụng cho năm N được cơ quan có thẩm quyền công bố hoặc hướng dẫn xác định;
- Giá nhiên liệu áp
dụng cho năm N trong hợp đồng mua bán nhiên liệu;
- Giá nhiên liệu căn
cứ theo hồ sơ thanh toán tiền điện của 03 tháng gần nhất trước thời điểm lập kế
hoạch năm N và có xét đến các yếu tố ảnh hưởng đến giá nhiên liệu của năm N.
Trường hợp tại thời điểm lập kế hoạch năm N chưa có hồ sơ thanh toán tiền điện
với giá nhiên liệu tính đủ của tháng gần nhất (hồ sơ thanh toán chưa tính đủ
giá nhiên liệu theo hợp đồng mua bán nhiên liệu), có thể sử dụng giá nhiên liệu
bình quân tháng tính trên cơ sở các hóa đơn theo quy định của hợp đồng mua bán
nhiên liệu.
4. [6]Trước
ngày 25 tháng 10 hằng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm lấy ý kiến Tập đoàn Điện lực Việt Nam, đơn vị phát điện, đơn vị mua
buôn điện về kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới.
Các đơn vị trên có
trách nhiệm gửi ý kiến về kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới cho Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 05 tháng 11 hằng năm. Trên
cơ sở ý kiến của các đơn vị, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
hoàn thiện tính toán và trình Cục Điều tiết điện lực thẩm định và thông qua kế
hoạch vận hành thị trường điện năm tới (bao gồm kết quả tính toán, các số liệu
đầu vào và thuyết minh tính toán) trước ngày 15 tháng 11 hằng năm.
5. [7] (được
bãi bỏ).
Điều
18. Phân loại 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) Nhà máy thuỷ điện
có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần;
d) Nhà máy thuỷ điện
có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần;
đ) Nhà máy thuỷ điện
có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày;
e) Đối với nhà máy
thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần, nếu sản lượng điện trong Kế hoạch
cung cấp điện và vận hành hệ thống điện năm tới do Bộ Công Thương ban hành hàng
năm thấp hơn 65% sản lượng điện bình quân nhiều năm, thì việc tham gia thị
trường điện của nhà máy điện trong năm đó được áp dụng như đối với nhà máy thủy
điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày theo quy định tại Thông tư này.
Đối với nhà máy thủy
điện sử dụng nước từ hồ chứa thủy lợi để phát điện và có các yêu cầu đặc biệt
của cơ quan nhà nước có thẩm quyền thì Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm
báo cáo Bộ Công Thương xem xét quyết định hình thức tham gia thị trường điện
của nhà máy điện trong năm đó.
2. Hàng năm, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân loại, cập nhật
danh sách nhà máy thuỷ điện quy định tại Khoản 1 Điều này.
Điều
19. Dự báo phụ tải cho lập kế hoạch vận hành năm tới
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm dự báo phụ tải để phục vụ lập kế
hoạch vận hành năm tới theo phương pháp quy định tại Quy định hệ thống điện
truyền tải do Bộ Công Thương ban hành. Các số liệu dự báo phụ tải phục vụ lập
kế hoạch vận hành năm tới bao gồm:
a) Tổng nhu cầu phụ
tải hệ thống điện quốc gia và phụ tải từng miền Bắc, Trung, Nam cho cả năm và
từng tháng trong năm;
b) Biểu đồ phụ tải
các ngày điển hình các miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống điện quốc gia các
tháng trong năm;
c) Công suất cực đại,
cực tiểu của phụ tải hệ thống điện quốc gia trong từng tháng.
2. Đơn vị mua buôn
điện có trách nhiệm dự báo phụ tải năm tới và gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện theo Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban
hành.
Điều
20. Dịch vụ phụ trợ cho kế hoạch vận hành năm tới
1.[8] Các
loại hình dịch vụ phụ trợ cho vận hành hệ thống điện trong thị trường điện bao
gồm:
a) Điều khiển tần số
thứ cấp;
b) Khởi động nhanh;
c) Điều chỉnh điện
áp;
d) Khởi động đen;
đ) Dự phòng vận hành
phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định nhu cầu các loại dịch vụ
phụ trợ theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương
ban hành
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 Thông tư này.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị
trường để xác định hệ số tải trung bình năm của các tổ máy phát điện.
3. Căn cứ hệ số tải
trung bình năm từ kết quả mô phỏng, các tổ máy được phân loại thành 03 nhóm
sau:
a) Nhóm tổ máy chạy
nền: Bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình năm lớn hơn hoặc bằng
60%;
b) Nhóm tổ máy chạy
lưng: Bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình năm lớn hơn 25% và
nhỏ hơn 60%;
c) Nhóm tổ máy chạy
đỉnh: Bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình năm nhỏ hơn hoặc
bằng 25%.
Điều
22. Xác định giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện
1. Trường hợp xác
định được giá trị suất hao nhiệt
a) Giá trần bản chào
giá của tổ máy nhiệt điện được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Ptr: Giá trần bản chào
của tổ máy nhiệt điện (đồng/kWh);
KDC: Hệ số
điều chỉnh giá trần theo kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện. Đối với tổ máy
nhiệt điện chạy nền KDC = 0%; tổ máy nhiệt điện chạy lưng KDC
= 5%; tổ máy nhiệt điện chạy đỉnh KDC = 20%;
PNLC: Giá
nhiên liệu chính (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) của tổ máy nhiệt
điện (đồng/kCal; đồng/BTU hoặc đồng/kg);
PNLP: Giá
nhiên liệu phụ của tổ máy nhiệt điện (đồng/kCal; đồng/BTU hoặc đồng/kg);
Pbdkhac:
Giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác được xác định theo hợp đồng mua bán
điện (đồng/kWh);
HRC: Suất
hao nhiệt của nhiên liệu chính tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện
(BTU/kWh; kCal/kWh hoặc kg/kWh);
HRP: Suất
hao nhiệt của nhiên liệu phụ tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện
(BTU/kWh; kCal/kWh hoặc kg/kWh).
Khi tính toán giá
trần bản chào giá của tổ máy nhiệt điện, ưu tiên sử dụng suất hao nhiệt đo theo
kết quả thí nghiệm tổ máy do đơn vị thí nghiệm được hoạt động theo quy định
thực hiện và được các bên liên quan thống nhất. Trường hợp không có số liệu
suất hao nhiệt đo, sử dụng giá trị suất hao nhiệt quy định trong hợp đồng mua
bán điện.
b) Đối với nhà máy
nhiệt điện sử dụng than nhập khẩu, giá than (bao gồm cả giá vận chuyển than)
năm N là giá than xác định theo hợp đồng mua bán nhiên liệu năm N của nhà máy.
Trường hợp không có hợp đồng mua bán than năm N tại thời điểm lập kế hoạch năm,
giá than năm N được xác định là giá than theo hồ sơ thanh toán tiền điện của
tháng gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch năm N. Trường hợp tại thời điểm lập
kế hoạch năm N chưa có hồ sơ thanh toán tiền điện với giá nhiên liệu tính đủ
của tháng gần nhất (hồ sơ thanh toán chưa tính đủ giá nhiên liệu tháng theo các
hợp đồng mua bán than nhập khẩu), có thể sử dụng giá nhiên liệu bình quân tháng
tính trên cơ sở các hóa đơn tại cảng xếp hàng theo quy định của hợp đồng mua
bán than nhập khẩu;
c) Các thông số về
giá nhiên liệu của tổ máy nhiệt điện được xác định theo quy định tại Khoản 3 Điều 17 Thông tư này;
d) Giá nhiên liệu
chính do đơn vị mua điện cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện trước ngày 01 tháng 9 năm N-1.
2. Trường hợp không
có số liệu suất hao nhiệt trong hợp đồng mua bán điện hoặc không có nhà máy
điện chuẩn cùng nhóm phù hợp:
a) Giá trần bản chào
giá của tổ máy nhiệt điện được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Ptr: Giá trần bản chào
của tổ máy nhiệt điện (đồng/kWh);
KDC: Hệ số
điều chỉnh giá trần theo kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện. Đối với tổ máy
nhiệt điện chạy nền KDC = 0%; tổ máy nhiệt điện chạy lưng KDC
= 5%; tổ máy nhiệt điện chạy đỉnh KDC = 20%;
: Giá biến đổi (bao gồm cả giá vận
chuyển nhiên liệu chính) cho năm N theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác của
nhà máy điện (đồng/kWh).
b) Giá biến đổi (bao
gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) dùng để tính giá trần bản chào là giá
biến đổi dự kiến cho năm N do đơn vị mua điện cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố số liệu đầu vào và kết quả
tính toán giá trần bàn chào của các tổ máy nhiệt điện.
Điều
23. Xác định giá trần thị trường điện áp dụng cho các đơn vị phát điện
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các phương án giá trần
thị trường điện, ít nhất là 03 phương án.
2. [9] Giá
trần thị trường điện cho năm N không cao hơn 115% giá trần bản chào cao nhất
trong các tổ máy nhiệt điện trực tiếp chào giá trên thị trường điện.
Điều
24. Lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất
1. Nhà máy điện mới
tốt nhất cho năm N là nhà máy điện tham gia thị trường điện đáp ứng đủ các tiêu
chí sau:
a) Bắt đầu vận hành
phát điện toàn bộ công suất đặt trong năm N-1 trừ trường hợp quy định tại Khoản
3 Điều này;
b) Là nhà máy điện
chạy nền, được phân loại theo tiêu chí tại Khoản 3 Điều 21 Thông
tư này;
c) Sử dụng công nghệ
nhiệt điện than hoặc tua-bin khí chu trình hỗn hợp;
d) Có chi phí phát
điện toàn phần trung bình thấp nhất cho 01 kWh.
2. Đơn vị mua điện có
trách nhiệm lập danh sách các nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại Điểm
a và Điểm c Khoản 1 Điều này và cung cấp các số liệu hợp đồng mua bán điện của
các nhà máy điện này hoặc số liệu đã thỏa thuận thống nhất với đơn vị phát điện
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để xác định Nhà máy điện
mới tốt nhất. Các số liệu cung cấp bao gồm:
a) Giá biến đổi cho
năm N;
b) Giá cố định năm N
được thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện áp dụng cho thanh toán trong năm N;
c) Sản lượng điện
năng thỏa thuận để tính giá hợp đồng.
3. Trong trường hợp
có ít hơn 03 nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại các Điểm a, Điểm b
và Điểm c Khoản 1 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện bổ
sung danh sách các nhà máy mới đã lựa chọn cho năm N-1 để đảm bảo số lượng
không ít hơn 03 nhà máy và yêu cầu bên mua điện cập nhật, cung cấp lại các số
liệu quy định tại Khoản 2 Điều này để tính toán, lựa chọn nhà máy điện mới tốt
nhất cho năm N.
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán giá phát điện toàn phần
trung bình cho nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại Điểm a, Điểm b và
Điểm c Khoản 1 Điều này theo công thức sau:
PTP TB:
Giá phát điện toàn phần trung bình trong năm N của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Giá cố định cho năm N theo hợp
đồng mua bán điện của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Giá biến đổi cho năm N theo hợp
đồng mua bán điện của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Sản lượng điện năng thỏa thuận để
tính giá hợp đồng cho năm N của nhà máy điện (kWh);
: Sản lượng điện năng dự kiến trong
năm N của nhà máy điện xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp
lập lịch có ràng buộc (kWh).
5. Danh sách các nhà
máy điện mới tốt nhất được sắp xếp theo thứ tự giá phát điện toàn phần trung
bình từ thấp đến cao. Nhà máy điện mới tốt nhất lựa chọn cho năm N là nhà máy
điện có giá phát điện toàn phần trung bình thấp nhất từ kết quả tính toán theo
quy định tại Khoản 4 Điều này.
Điều
25. Nguyên tắc xác định giá công suất thị trường
1. Đảm bảo cho Nhà
máy điện mới tốt nhất thu hồi đủ chi phí phát điện khi tham gia thị trường
điện.
2. Giá công suất thị
trường tỷ lệ với phụ tải dự báo của hệ thống điện quốc gia cho chu kỳ giao
dịch.
Điều
26. Trình tự xác định giá công suất thị trường
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định giá công suất thị trường
theo trình tự sau:
1. Xác định chi phí
thiếu hụt năm của Nhà máy điện mới tốt nhất
a) Xác định doanh thu
dự kiến trên thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N theo công
thức sau:
Trong đó:
RTTĐ:
Doanh thu dự kiến qua giá điện năng thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất
trong năm N (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch i
trong năm N;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch trong năm N;
SMPi: Giá
điện năng thị trường dự kiến của chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định từ mô
hình mô phỏng thị trường điện theo phương pháp lập lịch không ràng buộc
(đồng/kWh);
: Sản lượng dự kiến tại vị trí đo
đếm của Nhà máy điện mới tốt nhất tại chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định
từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh).
b) Xác định tổng chi
phí phát điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất theo công thức sau:
Trong đó:
TCBNE: Chi
phí phát điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);
PBNE: Giá
phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh của Nhà máy điện mới tốt nhất xác
định tại Khoản 4 Điều 24 Thông tư này (đồng/kWh);
QBNE: Sản
lượng dự kiến tại vị trí đo đếm của Nhà máy điện mới tốt nhất tại chu kỳ giao
dịch i trong năm N xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập
lịch có ràng buộc (kWh);
i: Chu kỳ giao dịch i
trong năm N;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch trong năm N.
c) Chi phí thiếu hụt
năm của Nhà máy điện mới tốt nhất được xác định theo công thức sau:
AS
= TCBNE − RTTD
Trong đó:
AS: Chi phí thiếu hụt
năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);
TCBNE:
Tổng chi phí phát điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N xác định
tại Điểm b Khoản này (đồng);
RTTD:
Doanh thu dự kiến qua giá điện năng thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất
trong năm N xác định tại Điểm a Khoản này (đồng).
d) Trong trường hợp
tính toán chi phí thiếu hụt năm có giá trị âm với phương án giá trần thị trường
điện thấp nhất, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện báo cáo Cục Điều
tiết điện lực để lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất tiếp theo trong danh sách
các nhà máy điện mới quy định tại Điều 24 Thông tư này và
tính toán lại hoặc xem xét lại danh sách các nhà máy tham gia thị trường điện
để xác định giá trần thị trường điện cho hợp lý.
2. Xác định chi phí
thiếu hụt tháng
Chi phí thiếu hụt
tháng của Nhà máy điện mới tốt nhất được xác định bằng cách phân bổ chi phí
thiếu hụt năm vào các tháng trong năm N theo công thức sau:
Trong đó:
M: Tháng M trong năm
N;
MS: Chi phí thiếu hụt
tháng t của Nhà máy điện mới tốt nhất (đồng);
AS: Chi phí thiếu hụt
năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);
: Công suất phụ tải đỉnh trong
tháng M (MW).
3. Xác định giá công
suất thị trường cho chu kỳ giao dịch
a) Xác định công suất
khả dụng trung bình trong năm của Nhà máy điện mới tốt nhất theo công thức sau:
Trong đó:
: Công suất khả dụng trung bình
trong năm N của Nhà máy điện mới tốt nhất (kW);
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch trong năm N;
i: Chu kỳ giao dịch
trong đó Nhà máy điện mới tốt nhất dự kiến được huy động;
: Công suất huy động dự kiến của
Nhà máy điện mới tốt nhất trong chu kỳ giao dịch i của năm N theo mô hình mô
phỏng thị trường điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc được quy đổi về vị
trí đo đếm (kW).
b) Xác định giá công
suất thị trường cho từng chu kỳ giao dịch trong năm tới theo công thức sau:
Trong đó:
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch trong tháng t;
i: Chu kỳ giao dịch i
trong tháng t;
CANi: Giá
công suất thị trường của chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
: Công suất khả dụng trung bình
trong năm N của Nhà máy điện mới tốt nhất (kW);
MSM: Chi
phí thiếu hụt tháng M của Nhà máy điện mới tốt nhất (đồng);
: Phụ tải hệ thống dự báo của chu
kỳ giao dịch i theo biểu đồ phụ tải ngày điển hình dự báo của tháng M (MW);
∆T: Độ dài thời gian
của 01 chu kỳ giao dịch (phút).
Điều
27. Xác định sản lượng hợp đồng năm, tháng cho nhà máy điện có hợp đồng mua bán
điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam
1. [10] Xác
định sản lượng hợp đồng năm
Tổng sản lượng hợp
đồng năm của nhà máy điện được xác định theo các bước sau:
a) Lập kế hoạch vận
hành hệ thống điện năm tới theo phương pháp lập lịch có ràng buộc. Thông số đầu
vào sử dụng trong lập kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới là giá biến đổi
của các nhà máy nhiệt điện, các đặc tính thuỷ văn và thông số kỹ thuật của nhà
máy điện;
b) Tính toán tổng sản
lượng kế hoạch năm của nhà máy điện theo công thức sau:
|
AGO = EGO
|
nếu a × GO ≤ EGO ≤
b × GO
|
|
AGO = a × GO
|
nếu EGO < a × GO
|
|
AGO = b × GO
|
nếu EGO > b × GO
|
Trong đó:
AGO: Tổng sản lượng
kế hoạch năm N của nhà máy điện (kWh);
EGO: Sản lượng dự kiến
năm N của nhà máy điện xác định từ kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới được
quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);
GO: Sản lượng điện
năng phát bình quân nhiều năm của nhà máy điện được quy định trong hợp đồng mua
bán điện (kWh);
a, b: Hệ số hiệu
chỉnh sản lượng năm do Bộ Công Thương công bố, trừ trường hợp Đơn vị phát điện
và Đơn vị mua điện có thỏa thuận khác và thống nhất trong hợp đồng mua bán
điện.
c) Tính toán tổng sản
lượng hợp đồng năm của nhà máy điện theo công thức sau:
Qc
= α × AGO
Trong đó:
Qc: Tổng sản lượng
hợp đồng năm N (kWh);
AGO: Sản lượng kế
hoạch năm N của nhà máy điện (kWh);
α: Tỷ lệ sản lượng
thanh toán theo giá hợp đồng áp dụng cho năm N (%).
2. Xác định sản lượng
hợp đồng tháng
Sản lượng hợp đồng
tháng của nhà máy nhiệt điện và nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01
tuần được xác định trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới, cụ thể như
sau:
a) Sử dụng mô hình mô
phỏng thị trường được quy định tại Khoản 2 Điều 17 Thông tư này
theo phương pháp lập lịch có ràng buộc để xác định sản lượng dự kiến từng tháng
của nhà máy điện;
b) Xác định sản lượng
hợp đồng tháng theo công thức sau:
Trong đó:
: Sản lượng hợp đồng tháng M của
nhà máy điện (kWh);
Qc: Tổng
sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện (kWh);
: Sản lượng dự kiến trong tháng M
của nhà máy điện theo kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới được Bộ Công
Thương phê duyệt (kWh).
Điều
28. Xác định sản lượng hợp đồng năm, tháng cho nhà máy điện có hợp đồng mua bán
điện với đơn vị mua buôn điện, nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập
đoàn điện lực Việt Nam và được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện
1. Sản lượng hợp đồng
năm, tháng của nhà máy điện được tính toán theo phương pháp quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều 27 Thông tư này.
2. Sản lượng hợp đồng
tháng dự kiến của nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn
điện, nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn điện lực Việt Nam và
được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện được phân bổ cho các đơn vị mua buôn điện
theo tỷ lệ với phụ tải dự báo của đơn vị mua buôn điện theo công thức sau:
Trong đó:
: Sản lượng hợp đồng dự kiến tháng
M của nhà máy điện với đơn vị mua buôn điện l (kWh);
: Tổng sản lượng hợp đồng tháng M
của nhà máy điện (kWh);
: Sản lượng điện năng giao nhận đầu
nguồn dự báo trong tháng M của đơn vị mua buôn điện l (kWh);
L: Tổng số đơn vị mua
buôn điện.
3. Trước ngày 10
tháng 11 hàng năm, đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm cập nhật và cung cấp số
liệu phụ tải dự báo năm tới cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện để phục vụ công tác tính toán phân bổ sản lượng hợp đồng cho đơn vị mua
buôn điện.
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 nhà máy điện theo quy định tại Điều
27 và Điều 28 Thông tư này;
b) Công bố trên cổng
thông tin điện tử thị trường điện số liệu đầu vào phục vụ tính toán và kết quả
tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng cho các đơn vị mua điện và các đơn vị
phát điện trực tiếp giao dịch để kiểm tra trước ngày 15 tháng 11 hàng năm.
2. Đối với các nhà
máy điện có hợp đồng mua bán điện đối với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, các đơn
vị phát điện sở hữu nhà máy điện và đơn vị mua điện có trách nhiệm:
a) Kiểm tra và phối
hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để xử lý các sai lệch
trong kết quả tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng trước ngày 25 tháng 11
hàng năm;
b) [11] Xác
nhận bằng văn bản điện tử hoặc bằng văn bản giấy (trong trường hợp hệ thống sử
dụng văn bản điện tử bị sự cố) về sản lượng hợp đồng năm, tháng của nhà máy
điện giữa Đơn vị phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
3. Đối với nhà máy
điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện
a) Kiểm tra và phối
hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để xử lý các sai lệch
trong kết quả tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng trước ngày 25 tháng 11
hàng năm;
b) [12] Đơn
vị phát điện và Đơn vị mua buôn điện xác nhận bằng văn bản điện tử hoặc bằng
văn bản giấy (trong trường hợp hệ thống sử dụng văn bản điện tử bị sự cố) về
tổng sản lượng hợp đồng năm, tháng của nhà máy điện.
Tổng sản lượng hợp
đồng tháng của nhà máy điện đã xác nhận giữa các bên được phân bổ cho các đơn
vị mua buôn điện theo quy định tại Điều 40 Thông tư này.
Điều
30. 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 cho từng chu kỳ giao dịch áp dụng cho đơn vị phát điện và đơn vị
mua buôn điện;
- Kết quả lựa chọn
Nhà máy điện mới tốt nhất;
- Giá công suất thị
trường từng chu kỳ giao dịch;
- Mức trần của giá
điện năng thị trường;
- Phân loại tổ máy
nhiệt điện;
- Sản lượng hợp đồng
năm và sản lượng hợp đồng phân bổ vào các tháng của các nhà máy điện;
- Tỷ lệ điện năng mua
theo giá thị trường điện giao ngay trong từng tháng của năm tới áp dụng cho các
đơn vị mua buôn điện từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được xác định
theo quy định tại Khoản 2 Điều 91 Thông tư này.
b) Các thông số đầu
vào phục vụ tính toán lập kế hoạch vận hành thị trường năm, bao gồm:
- Phụ tải dự báo từng
miền Bắc, Trung, Nam và cho toàn hệ thống điện quốc gia trong từng chu kỳ giao
dịch;
- Các số liệu thủy
văn của các hồ chứa thủy điện được dùng để tính toán mô phỏng thị trường điện;
- Tiến độ đưa nhà máy
điện mới vào vận hành;
- Các thông số kỹ
thuật về lưới điện truyền tải;
- Biểu đồ xuất, nhập
khẩu điện dự kiến;
- Lịch bảo dưỡng, sửa
chữa năm của nhà máy điện, lưới điện truyền tải và nguồn cấp khí lớn;
- Phụ tải dự báo của
các đơn vị mua buôn điện trong từng chu kỳ giao dịch.
3. Thông tin về kế
hoạch vận hành thị trường điện năm tới chỉ công bố cho đơn vị phát điện trực
tiếp giao dịch sở hữu nhà máy điện có liên quan trực tiếp đến các thông tin này,
bao gồm:
a) Sản lượng phát
điện dự kiến trong mô phỏng thị trường điện của nhà máy điện cho từng chu kỳ
giao dịch;
b) Giá trị nước của
nhà máy thủy điện;
c) Số liệu về giá
biến đổi của nhà máy nhiệt điện được dùng trong tính toán mô phỏng.
Mục
2. KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THÁNG TỚI
Điều
31. Dự báo phụ tải cho lập kế hoạch vận hành tháng tới
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm dự báo phụ tải để phục vụ lập kế
hoạch vận hành tháng tới theo phương pháp quy định tại Quy định hệ thống điện
truyền tải do Bộ Công Thương ban hành. Các số liệu dự báo phụ tải phục vụ lập
kế hoạch vận hành tháng tới bao gồm:
a) Tổng nhu cầu phụ
tải hệ thống điện quốc gia và phụ tải từng miền Bắc, Trung, Nam cho cả tháng và
từng tuần trong tháng;
b) Biểu đồ phụ tải
các ngày điển hình các miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống điện quốc gia cho
các tuần trong tháng.
2. Trước ngày 20 hàng
tháng, đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm dự báo phụ tải từng chu kỳ giao dịch
của tháng tới và gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để phục
vụ lập kế hoạch vận hành tháng tới.
Điều
32. Tính toán giá trị nước
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán giá trị nước cho các
tuần trong tháng tới. Kết quả tính toán giá trị nước được sử dụng để lập kế
hoạch vận hành tháng tới bao gồm:
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
33. 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.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị
trường để xác định hệ số tải trung bình tháng của các tổ máy phát điện trong
tháng tới.
3. Căn cứ hệ số tải
trung bình tháng từ kết quả mô phỏng, các tổ máy được phân loại thành 03 nhóm
sau:
a) Nhóm tổ máy chạy
nền bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng lớn hơn hoặc
bằng 70%;
b) Nhóm tổ máy chạy
lưng bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng lớn hơn 25% và
nhỏ hơn 70%;
c) Nhóm tổ máy chạy
đỉnh bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng nhỏ hơn hoặc
bằng 25%.
Điều
34. Điều chỉnh giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và điều chỉnh giá trần
bản chào các tổ máy nhiệt điện trong tháng tới theo phương pháp quy định tại Điều 22 Thông tư này, trong đó có cập nhật các yếu tố ảnh
hưởng đến giá biến đổi của tháng M theo phương pháp được thỏa thuận trong hợp
đồng mua bán điện và căn cứ theo:
a) Giá nhiên liệu
(bao gồm các thành phần: Giá nhiên liệu chính, phụ, đá vôi, vận chuyển nhiên
liệu chính) tháng tới được xác định theo thứ tự ưu tiên như sau:
- Giá nhiên liệu áp
dụng cho tháng tới được cơ quan có thẩm quyền công bố hoặc hướng dẫn xác định;
- Giá nhiên liệu áp
dụng cho tháng tới trong hợp đồng mua bán nhiên liệu;
- Giá nhiên liệu theo
hồ sơ thanh toán tiền điện của tháng gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch
tháng tới. Trường hợp tại thời điểm lập kế hoạch tháng tới chưa có hồ sơ thanh
toán tiền điện với giá nhiên liệu tính đủ của tháng gần nhất (hồ sơ thanh toán
chưa tính đủ giá nhiên liệu theo hợp đồng mua bán nhiên liệu), có thể sử dụng
giá nhiên liệu bình quân tháng tính trên cơ sở các hóa đơn theo quy định của
hợp đồng mua bán nhiên liệu;
- Đối với nhà máy
nhiệt điện sử dụng than nhập khẩu, giá nhiên liệu tháng tới là giá nhiên liệu
theo hồ sơ thanh toán của tháng gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch tháng
tới. Trường hợp tại thời điểm lập kế hoạch tháng tới chưa có hồ sơ thanh toán
tiền điện với giá nhiên liệu tính đủ của tháng gần nhất (hồ sơ thanh toán chưa
tính đủ giá nhiên liệu tháng theo các hợp đồng mua bán than nhập khẩu), có thể
sử dụng giá nhiên liệu bình quân tháng tính trên cơ sở các hóa đơn tại cảng xếp
theo quy định của các Hợp đồng mua bán than nhập khẩu.
b) Giá biến đổi (đã
bao gồm giá vận chuyển nhiên liệu chính) trong tháng tới của các nhà máy nhiệt
điện. Đơn vị mua điện có trách nhiệm cập nhật các thay đổi về giá biến đổi của
các nhà máy nhiệt điện và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện;
c) Kết quả phân loại
tổ máy nhiệt điện cho tháng tới theo quy định tại Điều 33 Thông
tư này.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố số liệu đầu vào và kết quả
giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng tới.
Điều
35. Dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số trong kế hoạch vận hành tháng tới
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định nhu cầu dịch vụ dự phòng điều
chỉnh tần số của hệ thống điện trong tháng tới theo quy định tại Quy định hệ
thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xây dựng và công bố danh sách các
tổ máy phát điện đủ điều kiện cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số theo
quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành trong
tháng tới.
Điều
36. Tính toán sản lượng hợp đồng tháng cho nhà máy điện mới tham gia thị trường
điện giữa năm vận hành[13]
Trừ trường hợp sản
lượng hợp đồng được các bên thỏa thuận và thống nhất trong hợp đồng mua bán điện,
sản lượng hợp đồng của nhà máy điện mới tham gia thị trường điện giữa năm vận
hành được xác định theo các bước sau:
1. Trước ngày 20
tháng M, Đơn vị phát điện có kế hoạch đưa nhà máy điện vào vận hành thương mại
trong tháng M+1 có trách nhiệm cung cấp các thông tin về kinh tế và kỹ thuật
của nhà máy điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để tính
toán kế hoạch vận hành tháng tới và các tháng tiếp theo trong năm N.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán sản lượng hợp đồng tháng
cho nhà máy điện (tính từ tháng nhà máy điện tham gia thị trường điện đến hết
năm N) trong kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới.
3. Sản lượng hợp đồng
tháng của nhà máy điện này được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Sản lượng hợp đồng tháng của nhà
máy điện (kWh);
: Sản lượng kế hoạch theo phương
thức vận hành hệ thống điện cập nhật tháng tới và các tháng còn lại năm N của
nhà máy điện và được quy đổi về điểm giao nhận (kWh);
α: Tỷ lệ sản lượng
điện năng thanh toán theo giá hợp đồng áp dụng cho năm N (%).
Điều
37. Điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện có hợp đồng mua bán
điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam
1. Sản lượng hợp đồng
tháng của nhà máy điện được điều chỉnh trong trường hợp lịch bảo dưỡng sửa chữa
của nhà máy trong tháng M bị thay đổi so với kế hoạch vận hành năm do:
a) Yêu cầu của Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện
không phải do các nguyên nhân của nhà máy;
b) Yêu cầu của cơ
quan nhà nước có thẩm quyền và được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện thống nhất căn cứ vào điều kiện vận hành thực tế của hệ thống.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh sản lượng hợp đồng
tháng trong trường hợp quy định tại Khoản 1 Điều này theo nguyên tắc sau:
a) Dịch chuyển giữa
các tháng phần sản lượng hợp đồng tháng tương ứng với thời gian sửa chữa bị
dịch chuyển, đảm bảo tổng sản lượng hợp đồng năm có điều chỉnh là không đổi
theo hướng dẫn tại Quy trình tính toán thanh toán trong thị trường điện do Cục Điều
tiết điện lực ban hành;
b) Trường hợp nhà máy
bị thay đổi lịch bảo dưỡng sửa chữa vào tháng cuối năm thì không dịch chuyển
sản lượng hợp đồng tương ứng với thời gian sửa chữa của tháng này vào năm tiếp
theo.
3.[14] Điều
chỉnh sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy thủy điện có hồ điều tiết trên 01
tuần:
a) Sản lượng hợp đồng
tháng của nhà máy thủy điện có hồ điều tiết trên 01 tuần được điều chỉnh trong
trường hợp có sự có sự khác biệt giữa các số liệu sau:
- Lưu lượng nước về
bình quân trong quá khứ và lưu lượng nước về dự báo được sử dụng trong công tác
lập kế hoạch vận hành năm tới;
- Sản lượng thực phát
của nhà máy điện quy đổi về điểm giao nhận và sản lượng sản lượng hợp đồng;
- Dung tích hữu ích
đầu kỳ dự kiến của tháng M+1 và dung tích hữu ích hồ đầu tháng tính toán trong
kế hoạch năm;
- Sản lượng hợp đồng
tháng M+1 và sản lượng dự kiến huy động quy đổi tại điểm giao nhận trong kế
hoạch vận hành tháng M+1 đã được phê duyệt;
- Mực nước dự kiến
đầu tháng M+1 và mực nước tối thiểu được quy định tại Quy trình vận hành hồ
chứa do cơ quan có thẩm quyền ban hành.
b) Chỉ điều chỉnh
tăng sản lượng hợp đồng của nhà máy thủy điện có hồ điều tiết trên 01 tuần
trong trường hợp tổng sản lượng hợp đồng tháng của các nhà máy điện tham gia
thị trường điện theo kế hoạch vận hành năm thấp hơn 95% tổng sản lượng dự kiến
phát (quy đổi về điểm giao nhận) của các nhà máy điện theo kế hoạch vận hành
tháng;
c) Các điều kiện cụ
thể để xem xét điều chỉnh sản lượng hợp đồng và nguyên tắc điều chỉnh được thực
hiện theo quy định tại Quy trình tính toán thanh toán trong thị trường điện do
Cục Điều tiết điện lực ban hành.
4. Đơn vị phát điện,
đơn vị mua điện có trách nhiệm phối hợp xác nhận với Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện và báo cáo Cục Điều tiết điện lực để xem xét điều chỉnh
cho tháng kế tiếp đối với trường hợp quy định tại Khoản 3 Điều này.
5.[15] Trường
hợp sản lượng khả dụng tháng M+1 được duyệt của nhà máy điện không đảm bảo sản
lượng hợp đồng tháng thì sản lượng hợp đồng tháng được điều chỉnh bằng sản
lượng khả dụng tháng đó. Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện thông tin về kế hoạch cung cấp nhiên
liệu (có xác nhận của đơn vị cung cấp nhiên liệu) cho nhà máy nhiệt điện trong
tháng tới trước ngày 20 tháng M để làm cơ sở tính toán lập kế hoạch vận hành
tháng tới và xem xét điều chỉnh sản lượng hợp đồng trong trường hợp này (nếu
cần thiết).
Điều
38. Xác định sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện có hợp
đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định sản lượng hợp đồng từng
chu kỳ giao dịch cho các nhà máy điện ký hợp đồng trực tiếp với Tập đoàn Điện
lực Việt Nam trong tháng tới theo các bước sau:
1. Sử dụng mô hình mô
phỏng thị trường để xác định sản lượng dự kiến từng chu kỳ giao dịch trong
tháng của nhà máy điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc.
2. Xác định sản lượng
hợp đồng từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i trong tháng;
I: Tổng số chu kỳ
trong tháng;
: Sản lượng hợp đồng của nhà máy
điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng dự kiến phát của nhà
máy điện trong chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo
phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh);
: Sản lượng hợp đồng tháng của nhà
máy điện được xác định theo quy định tại Điều 27, Điều 36 và Điều
37 Thông tư này (kWh).
3. Trường hợp sản
lượng hợp đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn sản lượng phát
lớn nhất của nhà máy điện thì sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó được
điều chỉnh bằng sản lượng phát lớn nhất của nhà máy điện. Sản lượng phát lớn
nhất của nhà máy trong chu kỳ giao dịch tương ứng với sản lượng trong một chu kỳ
giao dịch tính theo công suất công bố trong bản chào mặc định tháng tới do đơn
vị phát điện gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy
định tại Điều 51 Thông tư này.
4. Trường hợp sản
lượng hợp đồng của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch lớn hơn 0 MWh và
nhỏ hơn sản lượng tương ứng với công suất phát ổn định thấp nhất của nhà máy
điện trong chu kỳ giao dịch thì sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó
được điều chỉnh bằng sản lượng tương ứng với công suất phát ổn định thấp nhất
của nhà máy điện. Công suất phát ổn định thấp nhất của nhà máy điện được xác
định bằng công suất phát ổn định thấp nhất của 01 tổ máy của nhà máy điện được
lập lịch huy động trong mô hình mô phỏng thị trường điện của chu kỳ đó.
Trường hợp sản lượng hợp
đồng của nhà máy thủy điện nhỏ hơn sản lượng tương ứng với công suất phát ổn
định thấp nhất thì có thể điều chỉnh bằng 0 MW hoặc bằng sản lượng tương ứng
với công suất phát ổn định thấp nhất.
5. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân bổ tổng sản lượng chênh lệch
do việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng theo quy định tại Khoản 3 và Khoản 4 Điều
này vào các chu kỳ giao dịch khác trong tháng trên nguyên tắc đảm bảo sản lượng
hợp đồng tháng không đổi.
6. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố qua Cổng thông tin điện tử
thị trường điện số liệu đầu vào phục vụ tính toán và kết quả tính toán sản
lượng hợp đồng sơ bộ trong tháng cho đơn vị mua điện và đơn vị phát điện trực
tiếp giao dịch ít nhất 05 ngày trước ngày cuối cùng của tháng M. Đơn vị mua
điện và đơn vị phát điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện hoàn thành kiểm tra các sai lệch trong kết quả tính
toán sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch trong tháng tới ít nhất 03 ngày
trước ngày cuối cùng của tháng M. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm gửi kết quả tính toán sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao
dịch chính thức trong tháng cho đơn vị mua điện và đơn vị phát điện trực tiếp giao
dịch ít nhất 03 ngày trước ngày cuối cùng của tháng M.
7. Đơn vị mua điện và
đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận sản lượng hợp
đồng tháng được điều chỉnh theo Điều 39 Thông tư này và sản
lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch theo kết quả tính toán của Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện.
Điều
39. Điều chỉnh tổng sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện
có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam
1. Các trường hợp điều
chỉnh sản lượng hợp đồng của các nhà máy điện
a) Trường hợp sự cố
ngừng lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi hoặc sự cố ngừng tổ máy
của nhà máy điện;
b) Trường hợp lò hơi
của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi hoặc tổ máy của nhà máy điện kéo dài
thời gian sửa chữa so với kế hoạch đã được phê duyệt và được đưa vào tính sản
lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch;
c) Trường hợp có công
bố thông tin về việc thiếu nguồn nhiên liệu khí theo quy định tại Khoản 7 Điều 54 Thông tư này.
d)[16] Trường
hợp nhà máy nhiệt điện than xảy ra tình trạng thiếu nhiên liệu dẫn đến sản
lượng điện năng tương ứng với mức công suất công bố trong bản chào ngày tới của
nhà máy điện thấp hơn sản lượng hợp đồng của nhà máy.
2. Trong trường hợp
có đủ căn cứ xác nhận trường hợp quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này, thực
hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch nguyên tắc sau:
a) Trường hợp thời
gian sự cố nhỏ hơn hoặc bằng 72 giờ: Không điều chỉnh sản lượng hợp đồng của
nhà máy điện này;
b) Trường hợp thời
gian sự cố lớn hơn 72 giờ
- Trong giai đoạn từ
thời điểm sự cố đến chu kỳ giao dịch kết thúc giai đoạn 72 giờ: Giữ nguyên sản
lượng hợp đồng đã phân bổ cho nhà máy điện;
- Trong giai đoạn từ
chu kỳ giao dịch đầu tiên sau khi kết thúc giai đoạn 72 giờ đến khi tổ máy khắc
phục sự cố và khả dụng:
+ Trường hợp sản
lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy nhỏ hơn sản lượng hợp đồng
nhà máy trong giai đoạn này: Thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu
kỳ giao dịch bằng sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện;
+ Trường hợp sản
lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện lớn hơn hoặc bằng sản
lượng hợp đồng nhà máy điện trong giai đoạn này: Không điều chỉnh sản lượng hợp
đồng nhà máy điện.
3. Trong trường hợp
có đủ căn cứ xác nhận trường hợp quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này, thực
hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng của chu kỳ giao dịch theo nguyên tắc sau:
Trong các chu kỳ kéo
dài sửa chữa, nếu có chu kỳ mà sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của
nhà máy nhỏ hơn sản lượng hợp đồng của nhà máy thì điều chỉnh sản lượng hợp
đồng tại các chu kỳ đó bằng sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà
máy điện.
4.[17]
Trường hợp quy định tại Điểm c và Điểm d Khoản 1 Điều này, thực hiện điều chỉnh
sản lượng hợp đồng của nhà máy tuabin khí và nhà máy nhiệt điện than trong các
chu kỳ giao dịch bằng sản lượng thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện.
5. Đơn vị phát điện
trực tiếp giao dịch có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện xác nhận các sự kiện quy định tại Khoản 1 Điều này và gửi
cho đơn vị mua điện và đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch để làm cơ sở điều
chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện. Đối với trường
hợp xác nhận sự cố lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi:
a) Trường hợp có đủ
dữ liệu từ hệ thống điều khiển phân tán (hệ thống DCS) hoặc các hệ thống điều
khiển tương đương khác cho sự kiện này: Thực hiện xác nhận sự kiện căn cứ theo
các dữ liệu này;
b) Trường hợp không
có dữ liệu từ hệ thống điều khiển phân tán (hệ thống DCS) hoặc các hệ thống điều
khiển tương đương khác: Sử dụng các thông tin, dữ liệu từ các nguồn số liệu
khác cho từng trường hợp cụ thể theo hướng dẫn tại Quy trình tính toán thanh
toán trong thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành để thực hiện xác
nhận sự kiện.
6. Đơn vị mua điện và
đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận lại sản lượng
hợp đồng tháng của nhà máy đã được điều chỉnh theo quy định tại Khoản 1, Khoản
2 và Khoản 3 Điều này.
Điều
40. Xác định sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện có hợp
đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện, nhà máy điện có hợp đồng mua bán
điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và phân bổ cho đơn vị mua buôn điện
1. Đối với các nhà
máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện:
a) Xác định sản lượng
hợp đồng trong từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện như sau:
- Thực hiện điều
chỉnh sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện theo quy định tại Điều 37 Thông tư này;
- Xác định và điều
chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện theo Điều 38 và Điều 39 Thông tư này.
b) Sản lượng hợp đồng
từng chu kỳ giao dịch của đơn vị mua buôn điện với nhà máy điện có hợp đồng mua
bán điện với đơn vị mua buôn điện
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i trong tháng;
: Sản lượng hợp đồng của đơn vị mua
buôn điện l với nhà máy điện g trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng hợp đồng của nhà máy điện
g trong chu kỳ giao dịch i được xác định và điều chỉnh theo quy định tại Điểm a
Khoản này (kWh);
: Sản lượng điện năng giao nhận đầu
nguồn dự báo của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
L: Tổng số đơn vị mua
buôn điện.
2. Đối với nhà máy
điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và phân bổ cho đơn
vị mua buôn điện
a) Xác định sản lượng
hợp đồng trong từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện với Tập đoàn Điện lực
Việt Nam như sau:
- Thực hiện điều
chỉnh sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện theo quy định tại Điều 37 Thông tư này;
- Xác định và điều
chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện theo Điều 38 và Điều 39 Thông tư này.
b) Sản lượng hợp đồng
từng chu kỳ giao dịch phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua buôn
điện
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán theo trình tự như sau:
- Xác định sản lượng
hợp đồng tháng phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua buôn điện
theo công thức sau:
Trong đó:
L: Tổng số đơn vị mua
buôn điện;
Qc(l,M):
Sản lượng hợp đồng tháng M phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua
buôn điện l (kWh);
: Sản lượng hợp đồng tháng của nhà
máy điện g với Tập đoàn Điện lực Việt Nam được xác định trong kế hoạch vận hành
thị trường điện năm theo quy định tại Điều 27 Thông tư này
(kWh);
Qptdk(l,M):
Sản lượng dự báo đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong tháng M (kWh).
- Sản lượng hợp đồng
từng chu kỳ giao dịch phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua buôn
điện được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i trong tháng;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch trong tháng;
Qc(l,i):
Sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt
Nam cho đơn vị mua buôn điện l (kWh);
Qc(l,M):
Sản lượng hợp đồng tháng M phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua
buôn điện l (kWh);
Qptdk(l,i):
Sản lượng dự báo đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i
(kWh).
Mục
3. KẾ HOẠCH VẬN HÀNH TUẦN TỚI
Điều
41. 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 thị trường
điện dự kiến từng chu kỳ tuần tới áp dụng cho các đơn vị phát điện và các đơn
vị mua điện;
b) Giá trị nước và
sản lượng dự kiến từng chu kỳ giao dịch của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục
tiêu;
c) Giá trị nước của
các nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang, các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều
tiết trên 01 tuần;
d) Sản lượng dự kiến
từng chu kỳ giao dịch của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02
ngày;
đ) Mức nước giới hạn
tuần của các hồ chứa thủy điện có khả năng điều tiết trên 01 tuần theo quy định
tại Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do
Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện
truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
Điều
42. Xác định sản lượng hợp đồng của nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ
02 ngày đến 01 tuần có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam
1.[18] Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và công
bố sản lượng hợp đồng tuần và phân bổ sản lượng hợp đồng tuần cho từng chu kỳ
giao dịch trong tuần của nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến
01 tuần theo nguyên tắc sau:
a) Trước 15h00 thứ Tư
hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính
toán sản lượng hợp đồng tuần của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ
02 ngày đến 01 tuần theo công thức sau:
Trong đó:
: Sản lượng hợp đồng tuần tới
(kWh);
EGOT: Sản lượng dự kiến
tuần tới của nhà máy điện theo kế hoạch vận hành hệ thống điện và thị trường
điện tuần tới (kWh);
α: Tỷ lệ sản lượng
thanh toán theo giá hợp đồng (%) của nhà máy do Đơn vị phát điện và Đơn vị mua
điện thỏa thuận, thống nhất trong hợp đồng mua bán điện quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều 16 Thông tư này. Trường hợp Đơn vị phát
điện và Đơn vị mua điện không thỏa thuận, thống nhất được, tỷ lệ sản lượng
thanh toán theo giá hợp đồng được xác định theo quy định tại Khoản
5 Điều 16 Thông tư này.
b) Trước 15h00 thứ Tư
hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân
bổ sản lượng hợp đồng tuần của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02
ngày đến 01 tuần theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i trong tuần;
I: Tổng số chu kỳ giao
dịch trong tuần;
: Sản lượng hợp đồng của nhà máy
điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng dự kiến phát của nhà
máy điện trong chu kỳ giao dịch i theo kế hoạch vận hành hệ thống điện và thị
trường điện tuần tới (kWh);
: Sản lượng hợp đồng tuần của nhà
máy điện được xác định tại Điểm a Khoản này (kWh).
c) Trường hợp sản
lượng hợp đồng của các nhà máy thủy điện nhỏ hơn công suất phát ổn định thấp
nhất thì có thể điều chỉnh bằng 0 MW hoặc bằng công suất phát ổn định thấp
nhất;
d) Trong giai đoạn
chống lũ, tưới tiêu, trường hợp sản lượng hợp đồng của nhà máy thủy điện trong
chu kỳ giao dịch thứ i thấp hơn công suất phát để đảm bảo yêu cầu xả nước tối
thiểu thì sản lượng hợp đồng của nhà máy điện trong các chu kỳ này được điều
chỉnh tương ứng để nhà máy thủy điện đảm bảo thực hiện đầy đủ yêu cầu về chống
lũ, tưới tiêu;
đ) Tổng sản lượng
chênh lệch do việc điều chỉnh theo quy định tại Điểm c Khoản này được phân bổ
theo tỷ lệ phụ tải trên nguyên tắc đảm bảo sản lượng hợp đồng tuần là không
đổi.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi sản lượng hợp đồng tuần của
nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần cho đơn vị mua
điện và đơn vị phát điện. Đơn vị mua điện và đơn vị phát điện có trách nhiệm ký
xác nhận sản lượng hợp đồng hàng tuần của nhà máy làm cơ sở để thanh toán tiền
điện.
Điều
43. Giá trần bản chào của nhà máy thuỷ điện[19]
1. Trừ trường hợp quy
định tại Khoản 3 Điều này, giá trần bản chào của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều
tiết trên 01 tuần được xác định căn cứ theo giá trị nước tuần tới của nhà máy
đó được công bố theo quy định tại Điều 41 Thông tư này, cụ
thể như sau:
a) Giá trần bản chào
bằng giá trị lớn nhất của:
- 120% giá trị nước
của nhà máy thủy điện;
- Giá trung bình của
các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện trong
kế hoạch vận hành tháng.
b) Hàng tháng, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá trung bình
của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tháng tới cho các nhà máy
thuỷ điện cùng thời gian biểu công bố giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện
trong tháng tới.
2. Trừ trường hợp quy
định tại Khoản 3 Điều này, giá trần bản chào của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều
tiết từ 02 ngày đến 01 tuần được xác định bằng giá trị lớn nhất của:
- 120% giá trị nước
cao nhất của các nhà máy 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.
3. Giá trần bản chào
của nhà máy thủy điện trong trường hợp đặc biệt
a) Giá trần bản chào
của nhà máy thủy điện trong các trường hợp quy định tại Điểm b và Điểm c Khoản này
được xác định theo công thức sau:
Ptr
= 1,2 × max (Pgtn ; PDOmax)
Trong đó:
Ptr: Giá
trần bản chào của nhà máy thủy điện áp dụng trong các trường hợp đặc biệt
(đ/kWh);
Pgtn: Giá
trị nước của nhà máy thủy điện (đ/kWh);
PDOmax:
Chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện chạy dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện
(đ/kWh).
b) Trường hợp hồ chứa
của nhà máy thuỷ điện vi phạm mức nước giới hạn tuần đầu tiên: Giá trần bản
chào của nhà máy thủy điện này áp dụng cho tuần kế tiếp được xác định theo quy
định tại Điểm a Khoản này. Khi đã đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần,
nhà máy tiếp tục áp dụng giá trần bản chào theo quy định tại Khoản 1 hoặc Khoản
2 Điều này từ thứ Ba tuần kế tiếp. Hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm công bố chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện
dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện;
c) Trường hợp nhà máy
thuỷ điện đặt tại miền có dự phòng điện năng thấp hơn 5% được công bố theo quy
định tại Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn
hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện
truyền tải do Bộ Công Thương ban hành: Giá trần bản chào của nhà máy thủy điện
trong miền này của tuần đánh giá được xác định theo quy định tại Điểm a Khoản này.
Khi dự phòng điện năng của miền bằng hoặc cao hơn 5%, nhà máy điện trong miền này
tiếp tục áp dụng giá trần bản chào theo quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này.
4. Hàng tuần, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm:
a) Tính toán giá trần
bản chào các tổ máy thủy điện của nhà máy thuỷ điện tham gia thị trường điện
theo quy định tại Khoản 1, Khoản 2 và Khoản 3 Điều này;
b) Công bố kết quả
tính toán giá trần bản chào của từng tổ máy thủy điện của nhà máy thuỷ điện
tham gia thị trường điện áp dụng cho tuần tới và các thông số đầu vào phục vụ
tính toán bao gồm: Giá trị nước, chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện dầu DO
đắt nhất trong hệ thống điện, giá trung bình của các giá trần bản chào của các
tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện trong kế hoạch vận hành tháng.
5. Nhà máy thủy điện
tham gia thị trường điện có trách nhiệm:
a) Chào giá tuân thủ
các quy định về giá trần bản chào và giá sàn bản chào;
b) Đáp ứng các yêu
cầu về ràng buộc nhu cầu sử dụng nước phía hạ du và các ràng buộc về thủy văn
khác.
Điều
44. Dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số trong kế hoạch vận hành tuần tới
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định nhu cầu dịch vụ dự phòng điều
chỉnh tần số của hệ thống điện trong tuần tới theo quy định tại Quy định hệ
thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lựa chọn, lập và công bố danh sách
các tổ máy phát điện dự kiến dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số cho tuần tới.
Tổ máy phát điện được lựa chọn có trách nhiệm cung cấp dịch vụ điều tần theo
yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành tuần tới đảm
bảo ràng buộc về dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số.
Chương
V
VẬN
HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Mục
1. VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN NGÀY TỚI
Điều
45. 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. Công suất huy động
dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch trong ngày tới của các nhà máy điện tại Khoản 3 Điều 4 Thông tư này và các nhà máy điện không trực
tiếp chào giá trên thị trường điện.
3. Tổng sản lượng khí
dự kiến ngày tới của các nhà máy nhiệt điện khí sử dụng chung một nguồn khí.
4. Công suất huy động
dự kiến của các nguồn điện năng xuất khẩu, nhập khẩu dự kiến trong từng chu kỳ
giao dịch của ngày D.
5. Các kết quả đánh
giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy định hệ thống
điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
6. Công suất huy động
dự kiến của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trong từng
chu kỳ giao dịch của ngày tới.
7. Nhu cầu dịch vụ dự
phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày
tới.
Điều
46. Bản chào giá
1. Bản chào giá tuân
thủ các nguyên tắc sau:
a) Gồm 05 cặp giá
chào (đồng/kWh) và công suất (MW) cho tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch của ngày
D. Khi đáp ứng đủ các điều kiện cần thiết, Cục Điều tiết điện lực xem xét tăng
số cặp giá chào, công suất lên 10 cặp, đồng bộ với việc giảm chu kỳ giao dịch
xuống còn 30 phút theo quy định tại Khoản 2 Điều 12 Thông tư
này;
b) Công suất trong
bản chào giá là công suất tại đầu cực máy phát điện;
c) Công suất chào của
dải chào sau không được thấp hơn công suất của dải chào liền trước. Bước chào
tối thiểu là 03 MW;
d)[20] Có
các thông tin về thông số kỹ thuật của tổ máy, bao gồm:
- Công suất công bố
của tổ máy cho ngày D;
- Công suất phát ổn
định thấp nhất của tổ máy;
- Tốc độ tăng và giảm
công suất tối đa của tổ máy;
- Ràng buộc kỹ thuật
khi vận hành đồng thời các tổ máy;
- Tình trạng nhiên
liệu của nhà máy nhiệt điện.
đ) Công suất công bố
của tổ máy trong bản chào ngày D không thấp hơn mức công suất công bố trong
ngày D-2 theo Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và
ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ
thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành trừ trường hợp dừng máy sửa
chữa đột xuất (việc dừng máy sửa chữa đột xuất phải được phê duyệt) hoặc sự cố
kỹ thuật bất khả kháng. Nhà máy có trách nhiệm cập nhập công suất công bố khi
giảm công suất khả dụng;
d) Trong điều kiện
bình thường dải công suất chào đầu tiên trong bản chào giá của các tổ máy nhiệt
điện phải bằng công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy. Dải công suất chào
cuối cùng phải bằng công suất công bố. Đối với các nhà máy nhiệt điện trong quá
trình khởi động và dừng máy được cập nhật bản chào giá cho chu kỳ giao dịch tới
với công suất thấp hơn công suất phát ổn định thấp nhất;
g)[21] Nhà
máy thủy điện có thể chào các dải công suất đầu tiên trong từng chu kỳ giao
dịch bằng 0 MW. Đối với nhà máy thủy điện có khả năng điều tiết trên 02 ngày
thì dải công suất chào cuối cùng phải bằng công suất công bố, trường hợp mực
nước của hồ chứa thủy điện đã xuống mực nước chết nhà máy được phép điều chỉnh
công suất công bố bằng 0 MW;
h) Đơn vị của giá
chào là đồng/kWh, với số thập phân nhỏ nhất là 0,1;
i) Giá chào trong khoảng
từ giá sàn đến giá trần của tổ máy và không giảm theo chiều tăng của công suất
chào.
2. Bản chào giá trong
những trường hợp đặc biệt
a) Bản chào của nhà
máy có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được quy định như sau:
- Giá chào bằng 0
đồng/kWh cho các dải công suất chào;
- Công suất chào bằng
công suất dự kiến phát của tổ máy trong chu kỳ giao dịch. Đơn vị phát điện sở
hữu nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được nộp bản chào giá
sửa đổi tăng công suất theo tình hình thuỷ văn thực tế của nhà máy;
- Nhà máy thủy điện
có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được nộp bản chào giá chu kỳ giao dịch tới
sửa đổi công suất theo tình hình thủy văn thực tế của nhà máy.
b)[22] Bản
chào của nhà máy thủy điện có 02 tuần liên tiếp vi phạm mức nước giới hạn:
- Phần sản lượng
tương ứng với yêu cầu về lưu lượng cấp nước hạ du theo yêu cầu của cơ quan có
thẩm quyền được chào bằng giá sàn;
- Phần sản lượng còn
lại được chào bằng mức giá trần bản chào áp dụng cho nhà máy thủy điện vi phạm
mức nước giới hạn 02 tuần liên tiếp được quy định tại Điểm a Khoản
3 Điều 43 Thông tư này.
c) Bản chào của tổ
máy nhiệt điện trong quá trình khởi động và dừng máy:
- Công suất chào được
thấp hơn mức công suất phát ổn định thấp nhất;
- Giá chào bằng giá
sàn bản chào của tổ máy nhiệt điện cho toàn bộ dải công suất từ 0 MW đến công
suất phát ổn định thấp nhất.
d) Đối với tổ máy
thủy điện phải đảm bảo cung cấp nước hạ du theo yêu cầu của cơ quan có thẩm
quyền và đã được tính xét đến khi xác định sản lượng hợp đồng cho chu kỳ giao
dịch trong kế hoạch vận hành tháng tới hoặc tuần tới: Đơn vị phát điện có trách
nhiệm chào mức giá sàn bản chào cho sản lượng tương ứng với yêu cầu về lưu
lượng cấp nước hạ du đã được xét đến khi tính toán sản lượng hợp đồng trong kế
hoạch vận hành tháng tới hoặc tuần tới.
Điều
47. Sửa đổi bản chào giá
1. Các trường hợp
được sửa đổi bản chào giá
Bản chào giá sửa đổi
của Đơn vị chào giá được áp dụng trong các trường hợp sau đây:
a) Tổ máy nhiệt điện
đang trong quá trình khởi động, hòa lưới hoặc ngừng máy: Đơn vị chào giá cho tổ
máy nhiệt điện được sửa đổi tăng hoặc giảm công suất và nộp lại bản chào giá
cho tổ máy nhiệt điện này;
b) Tổ máy nhiệt điện
hòa lưới sớm theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện:
Đơn vị chào giá được sửa đổi tăng công suất công bố và nộp lại bản chào giá cho
tổ máy nhiệt điện này;
c)[23] Tổ
máy phát điện bị sự cố gây ngừng máy hoặc giảm công suất khả dụng hoặc sửa chữa
tổ máy ngoài kế hoạch đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
phê duyệt theo Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành:
Đơn vị chào giá được sửa đổi giảm công suất công bố và nộp lại bản chào giá cho
tổ máy này;
d) Các nhà máy thủy
điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày: Đơn vị chào giá được nộp bản chào giá sửa
đổi phù hợp với tình hình vận hành thực tế (trong trường hợp nước về hồ nhiều
dẫn đến phải xả hoặc mức nước hồ chứa về đến mức nước chết);
đ) Nhà máy thủy điện
có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên, đơn vị chào giá được sửa đổi bản chào
giá trong các trường hợp sau:
- Yêu cầu cấp nước hạ
du trong ngày D của nhà máy thủy điện theo quy định tại quy trình vận hành hồ
chứa (hoặc liên hồ chứa) hoặc văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền được
xác định tại thời điểm sau 11h30 ngày D-1 (thời điểm kết thúc chào giá cho ngày
D theo quy định tại Khoản 1 Điều 49 Thông tư này);
- Mức nước hồ của nhà
máy thủy điện vi phạm mức nước quy định tại quy trình vận hành hồ chứa hoặc đến
ngưỡng xả tràn do lưu lượng nước về thực tế về hồ chứa trong ngày D cao nhiều
hơn so với dự báo;
- Nhà máy thủy điện
không đáp ứng được yêu cầu cấp nước hạ du trong ngày D theo yêu cầu của cơ quan
có thẩm quyền do tổ máy của nhà máy điện bị sự cố trong ngày D.
2. Nguyên tắc sửa đổi
bản chào giá
a) Đối với các trường
hợp quy định tại Điểm a, Điểm b, Điểm c Khoản 1 Điều này:
- Bản chào giá sửa
đổi không được thay đổi giá chào so với bản chào ngày tới của đơn vị chào giá
đó;
- Trong trường hợp
quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này: Toàn bộ các dải công suất chào trong bản
chào giá sửa đổi của tổ máy nhiệt điện phải bằng nhau và bằng công suất dự kiến
phát trong quá trình hòa lưới hoặc ngừng máy;
- Trong trường hợp
quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này: Bản chào giá sửa đổi không được thay đổi
công suất ở các mức công suất nhỏ hơn hoặc bằng công suất công bố cho chu kỳ
giao dịch tới trừ trường hợp vi phạm yêu cầu kỹ thuật của bản chào. Bản chào
giá sửa đổi tăng công suất cho các chu kỳ vận hành sớm trong ngày D của tổ máy
nhiệt điện hòa lưới sớm là bản chào giá hợp lệ của chu kỳ gần nhất có công suất
công bố lớn hơn 0 (không) MW của tổ máy này.
b) Đối với các trường
hợp quy định tại Điểm đ Khoản 1 Điều này
- Đơn vị phát điện
chỉ được thay đổi mức công suất trong các dải chào của bản chào giá ngày tới;
- Đơn vị phát điện
gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện (thông qua hệ thống
công nghệ thông tin phục vụ vận hành thị trường điện) bản chào giá sửa đổi cho
các chu kỳ giao dịch còn lại của ngày D, đồng thời nêu rõ lý do và các thông
tin, số liệu cần thiết làm căn cứ cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện xem xét chấp thuận việc sử dụng bản chào giá sửa đổi;
- Bản chào giá sửa
đổi phải tuân thủ các quy định tại Điều 46 Thông tư này.
3. Đơn vị chào giá
được sửa đổi và nộp lại bản chào giá ngày tới hoặc cho các chu kỳ giao dịch còn
lại trong ngày D cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ít nhất
30 phút trước chu kỳ giao dịch có thay đổi bản chào giá.
4. Sau khi nhận được
bản chào giá sửa đổi của đơn vị chào giá, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện căn cứ tình hình thực tế của hệ thống điện thực hiện kiểm tra, xác
nhận tính hợp lệ của bản chào giá sửa đổi:
a) Trường hợp bản
chào giá sửa đổi không hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
có trách nhiệm thông báo lý do cho đơn vị phát điện;
b) Trường hợp bản
chào giá hợp lệ
- Đối với các bản
chào giá sửa đổi tăng công suất (trừ trường hợp quy định tại Điểm d và Điểm đ Khoản
1 Điều này): Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử
dụng bản chào giá sửa đổi này trong vận hành thị trường điện khi lịch công bố
ngày tới, chu kỳ giao dịch tới có cảnh báo thiếu công suất hoặc trong các
trường hợp cần thiết để đảm bảo an ninh cung cấp điện.
- Đối với các trường
hợp còn lại: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử
dụng bản chào giá sửa đổi này trong quá trình vận hành thị trường điện.
Điều
48. 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 theo quy định tại Khoản 3 Điều 14 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
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 theo 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 từng chu kỳ
giao dịch trong tuần tới của từng nhà máy điện trong nhóm nhà máy thủy điện bậc
thang theo quy định tại Khoản 2 Điều 38 Thông tư này;
b) Khi sản lượng công
bố của nhà máy thủy điện đa mục tiêu trong nhóm bị điều chỉnh theo quy định tại
Điều 54 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm điều chỉnh sản lượng công bố của các nhà máy điện ở
bậc thang dưới cho phù hợp.
Điều
49. 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 điện. Trong trường hợp
do sự cố không thể sử dụng hệ thống thông tin thị trường điện, đơn vị chào giá
có trách nhiệm thống nhất với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
về các phương thức khác cho việc nộp bản chào giá theo thứ tự ưu tiên sau:
a) Bằng thư điện tử
vào địa chỉ do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định;
b) Bằng fax theo số
fax do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cung cấp;
c) Nộp bản chào trực
tiếp tại trụ sở Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều
50. 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 49 Thông tư này. Trường hợp đơn vị chào giá gửi
nhiều bản chào giá thì chỉ xem xét bản chào giá nhận được cuối cùng.
2. Trong trường hợp
bản chào giá không hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm thông báo cho đơn vị chào giá và yêu cầu nộp lại bản chào giá lần
cuối trước thời điểm chấm dứt chào giá.
3. Sau khi nhận được
thông báo của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về bản chào giá
không hợp lệ, đơn vị chào giá có trách nhiệm sửa đổi và nộp lại bản chào giá
trước thời điểm chấm dứt chào giá.
Điều
51. 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 49 Thông tư này. Bản chào giá cuối cùng hợp lệ được sử dụng làm bản chào
giá lập lịch cho việc lập lịch huy động ngày tới.
2. Trong trường hợp
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không nhận được bản chào giá
hoặc bản chào giá cuối cùng của đơn vị chào giá không hợp lệ, Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện được sử dụng bản chào giá mặc định của đơn vị
phát điện đó làm bản chào giá lập lịch.
3. Bản chào giá mặc
định của các nhà máy điện được xác định như sau:
a) Đối với nhà máy
nhiệt điện, bản chào giá mặc định là bản chào giá hợp lệ gần nhất. Trong trường
hợp bản chào giá hợp lệ gần nhất không phù hợp với trạng thái vận hành thực tế
của tổ máy, bản chào giá mặc định là bản chào giá tương ứng với trạng thái hiện
tại và nhiên liệu sử dụng trong bộ bản chào giá mặc định áp dụng cho tháng đó
của tổ máy. Đơn vị chào giá có trách nhiệm xây dựng bộ bản chào mặc định áp
dụng cho tháng tới của tổ máy nhiệt điện tương ứng với các trạng thái vận hành
và nhiên liệu của tổ máy và nộp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện trước ngày 28 hàng tháng;
b) Đối với nhà máy
thuỷ điện và nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang, bản chào giá mặc định như sau:
- Áp dụng mức giá sàn
bản chào cho sản lượng tương ứng với yêu cầu về lưu lượng cấp nước hạ du;
- Áp dụng mức giá
trần bản chào của tổ máy quy định tại Điều 43 Thông tư này
cho sản lượng còn lại.
c) Đối với nhà máy
thủy điện vi phạm mức nước giới hạn tuần trong 02 tuần liên tiếp: Giá chào và
sản lượng chào trong bản chào mặc định của nhà máy điện này theo quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều 46 Thông tư này.
Điều
52. Số liệu sử dụng cho lập lịch huy động ngày tới
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng các số liệu để lập lịch
huy động ngày tới sau đây:
1. Biểu đồ phụ tải
ngày của toàn hệ thống điện quốc gia và từng miền Bắc, Trung, Nam.
2. Các bản chào giá
lập lịch của các đơn vị chào giá.
3. Công suất huy động
dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới của các nhà máy điện quy định
tại Khoản 2 Điều 45 Thông tư này.
4. Sản lượng điện
năng xuất khẩu, nhập khẩu quy định tại Điều 67 và Điều 68 Thông
tư này.
5. Công suất các tổ
máy của các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ.
6. Yêu cầu về công
suất dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số.
7. Thông tin về khả
năng cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy.
8. Lịch bảo dưỡng sửa
chữa lưới điện truyền tải và các tổ máy phát điện được Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện phê duyệt.
9. Lịch thí nghiệm tổ
máy phát điện.
10. Các kết quả đánh
giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy định hệ thống
điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
11. Thông tin cập
nhật về độ sẵn sàng của lưới điện truyền tải và các tổ máy phát điện từ hệ
thống SCADA hoặc do Đơn vị truyền tải điện và các đơn vị phát điện cung cấp.
12. [24] Các
ràng buộc về bao tiêu nhiên liệu của các nhà máy điện BOT do Tập đoàn Điện lực
Việt Nam cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều
53. 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);
đ) Lượng công suất
cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của tổ máy phát điện.
3. Lập lịch huy động
ngày tới trong trường hợp thừa công suất
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán giảm công suất dần về
công suất phát ổn định thấp nhất hoặc ngừng và thay đổi thời gian khởi động lại
các tổ máy trong trường hợp thừa công suất theo nguyên tắc sau:
a) Giảm công suất
phát của các tổ máy phát điện có chi phí biến đổi theo thứ tự từ cao đến thấp;
b) Ngừng các tổ máy
khởi động chậm có chi phí biến đổi theo thứ tự từ cao đến thấp; trường hợp các
tổ máy khởi động chậm có cùng chi phí biến đổi, ngừng tổ máy theo thứ tự chi
phí khởi động từ thấp đến cao;
c) Khi khởi động lại
theo thứ tự các tổ máy khởi động chậm có chi phí biến đổi theo thứ tự từ thấp
đến cao;
d) Tính toán thời
gian ngừng các tổ máy để đáp ứng yêu cầu của hệ thống, hạn chế việc vận hành
lên, xuống các tổ máy nhiều lần; đảm bảo khai thác tối ưu hồ chứa thủy điện.
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và công bố danh sách tổ máy
theo thứ tự huy động để giảm công suất và ngừng máy trong trường hợp thừa nguồn
theo nguyên tắc quy định tại Khoản này.
Điều
54. 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. [25] Công
suất huy động dự kiến, bao gồm cả công suất huy động cho dịch vụ dự phòng điều
chỉnh tần số của các tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới. Giá biên
từng miền trong từng chu kỳ giao dịch ngày tới.
2. Giá điện năng thị
trường dự kiến cho từng chu kỳ giao dịch của ngày tới áp dụng cho các đơn vị
phát điện và đơn vị mua buôn điện.
3. Danh sách các tổ
máy dự kiến phải phát tăng hoặc phát giảm công suất trong từng chu kỳ giao dịch
của ngày tới.
4. Thông tin về cảnh
báo thiếu công suất trong ngày tới (nếu có)
a) Các chu kỳ giao
dịch dự kiến thiếu công suất;
b) Lượng công suất
thiếu;
c) Các ràng buộc an
ninh hệ thống bị vi phạm.
5. Thông tin về cảnh
báo thừa công suất (nếu có) trong ngày tới
a) Các chu kỳ giao
dịch dự kiến thừa công suất;
b) Các tổ máy dự kiến
sẽ dừng phát điện.
6. Thông tin về việc
cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số
a) Nhu cầu công suất
cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện;
b) Danh sách các tổ
máy cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số;
c) Công suất cho dịch
vụ dự phòng điều chỉnh tần số của tổ máy phát điện trong danh sách tại Điểm b Khoản
này.
7. Thông tin dự kiến
về tình trạng thiếu nguồn nhiên liệu khí cung cấp cho nhà máy điện tuabin khí
của đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch trong các chu kỳ giao dịch tới (khi
tổng sản lượng điện dự kiến của nhà máy điện tương ứng với lượng khí được phân
bổ thấp hơn tổng sản lượng hợp đồng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện này).
Điều
55. 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 chu kỳ giao dịch tới do Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện công bố.
3. Trong quá trình
hòa lưới của các tổ máy nhiệt điện, đơn vị phát điện có trách nhiệm cập nhật
công suất từng chu kỳ giao dịch vào bản chào giá của tổ máy và gửi cho Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định tại Điều
47 Thông tư này.
Điều
56. Xử lý trong trường hợp có cảnh báo thiếu công suất
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện được sửa đổi công suất công bố của các nhà máy
thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo quy định tại Khoản 2 Điều
59 Thông tư này.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng bản chào tăng công suất
làm bản chào giá lập lịch để lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới và tính giá
thị trường điện.
Điều
57. Xử lý trong trường hợp có cảnh báo thiếu công suất cho dịch vụ dự phòng điều
chỉnh tần số
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động đảm bảo yêu cầu
dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số trừ trường hợp thiếu công suất cho dịch vụ
dự phòng điều chỉnh tần số.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện được sử dụng bản chào tăng công suất làm bản chào
giá lập lịch để lập lịch huy động ngày tới.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện được thay đổi công suất công bố của các nhà máy
điện gián tiếp tham gia thị trường điện quy định tại Điều 45 Thông
tư này để đảm bảo yêu cầu dự phòng điều chỉnh tần số.
Mục
2. VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CHU KỲ GIAO DỊCH TỚI
Điều
58. Dữ liệu lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng các số liệu để lập lịch
huy động chu kỳ giao dịch tới sau đây:
1. Biểu đồ phụ tải
của toàn hệ thống điện quốc gia và từng miền Bắc, Trung, Nam dự báo cho chu kỳ
giao dịch tới và 03 giờ tiếp theo.
2. Kế hoạch hòa lưới
của các tổ máy khởi động chậm theo lịch huy động ngày tới đã được công bố.
3. Các bản chào giá
lập lịch của các đơn vị chào giá cho chu kỳ giao dịch tới.
4. Công suất công bố theo
lịch huy động ngày tới của các nhà máy điện không chào giá trực tiếp trên thị
trường điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố theo
quy định tại Điều 54 Thông tư này.
5. Nhu cầu công suất
dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện và khả năng cung cấp dịch
vụ dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ này.
6. Công suất dự phòng
khởi động nhanh và vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện cho chu
kỳ giao dịch tới.
7. Độ sẵn sàng của
lưới điện truyền tải và các tổ máy phát điện từ hệ thống SCADA hoặc do Đơn vị
truyền tải điện và các đơn vị phát điện cung cấp.
8. Các ràng buộc khác
về an ninh hệ thống.
9. Lịch thí nghiệm tổ
máy phát điện.
10. Sản lượng điện
nhập khẩu.
11. [26] Các
ràng buộc về bao tiêu nhiên liệu của các nhà máy điện BOT do Tập đoàn Điện lực
Việt Nam cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều
59. Điều chỉnh sản lượng công bố của các nhà máy điện[27]
Trước khi lập lịch
huy động chu kỳ giao dịch tới, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
được phép điều chỉnh sản lượng của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu và
các nhà máy điện tự điều khiển phát công suất tác dụng theo quy định tại Quy
trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành cho chu kỳ giao
dịch tới đã được công bố theo quy định tại Khoản 1 Điều 54 Thông
tư này.
1. Sản lượng của nhà
máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu cho chu kỳ giao dịch tới được điều chỉnh
trong các trường hợp sau:
a) Có biến động bất
thường về thuỷ văn;
b) Có cảnh báo thiếu
công suất theo lịch huy động ngày tới;
c) Có văn bản của cơ
quan quản lý nhà nước có thẩm quyền về điều tiết hồ chứa của nhà máy thủy điện
chiến lược đa mục tiêu phục vụ mục đích chống lũ, tưới tiêu.
2. Phạm vi điều chỉnh
sản lượng công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong các trường
hợp quy định tại Điểm a và Điểm b Khoản 1 Điều này là ±5% tổng công suất đặt
của các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu trong hệ thống điện không bao
gồm phần công suất dành cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số.
3. Đối với các nhà
máy điện tự điều khiển phát công suất tác dụng theo quy định tại Quy trình điều
độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành: Sản lượng công bố được điều
chỉnh phù hợp với điều kiện vận hành thực tế của nhà máy điện và hệ thống điện.
Điều
60. Lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động chu kỳ giao dịch
tới cho các tổ máy phát điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc và phương
pháp lập lịch không ràng buộc.
2. Lập lịch huy động
chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp thiếu công suất
a)[28] Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập lịch huy động các tổ máy theo
thứ tự sau:
- Theo bản chào giá
lập lịch;
- Các nhà máy thủy
điện chiến lược đa mục tiêu theo công suất điều chỉnh;
- Các tổ máy cung cấp
dịch vụ dự phòng khởi động nhanh theo lịch huy động ngày tới;
- Các tổ máy cung cấp
dịch vụ vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện;
- Giảm công suất dịch
vụ dự phòng điều chỉnh tần số xuống mức thấp nhất cho phép.
b) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện kiểm tra, xác định lượng công suất dự kiến cần sa
thải để đảm bảo an ninh hệ thống điện.
3.[29] Lập
lịch huy động chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp thừa công suất
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh lịch huy động chu kỳ
giao dịch tới thông qua các biện pháp theo thứ tự sau:
a) Dừng các tổ máy tự
nguyện ngừng phát điện;
b) Giảm tối thiểu
công suất phát của tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số;
c) Giảm dần công suất
phát của các tổ máy theo thứ tự huy động tại danh sách tổ máy đã được lập theo
quy định tại Điều 53 Thông tư này;
d) Dừng các tổ máy
khởi động chậm theo thứ tự huy động tại danh sách tổ máy đã được lập theo quy
định tại Điều 53 Thông tư này.
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động cho chu kỳ giao
dịch tới đảm bảo ràng buộc về nhu cầu dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số.
5. Lập lịch huy động
chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp thiếu công suất dịch vụ dự phòng điều
chỉnh tần số
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động đảm bảo yêu cầu
dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số trừ trường hợp thiếu công suất;
b) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện được sử dụng bản chào tăng công suất làm bản chào
giá lập lịch để lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới;
c) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện được thay đổi công suất công bố theo quy định tại
Điều 54 Thông tư này cho các nhà máy điện gián tiếp tham
gia thị trường điện để đảm bảo yêu cầu dự phòng điều tần.
Điều
61. Công bố lịch huy động chu kỳ giao dịch tới
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lịch huy động chu kỳ giao
dịch tới 10 phút trước chu kỳ giao dịch, bao gồm các nội dung sau:
1. Phụ tải dự báo chu
kỳ giao dịch tới của toàn hệ thống điện quốc gia và các miền Bắc, Trung, Nam.
2. Lịch huy động các
tổ máy phát điện, giá biên các miền Bắc, Trung, Nam trong chu kỳ giao dịch tới
và 03 giờ tiếp theo được lập theo quy định tại Điều 60 Thông tư
này.
3. Giá thị trường dự
kiến từng chu kỳ của ngày tới áp dụng cho các đơn vị phát điện và đơn vị mua
buôn điện.
4. Các biện pháp xử
lý của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong trường hợp thiếu
hoặc thừa công suất.
5. Các thông tin về
việc điều chỉnh công suất công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu
theo quy định tại Điều 59 Thông tư này.
6. Lịch sa thải phụ
tải dự kiến (nếu có).
7. Thông tin về cung
cấp dự phòng điều chỉnh tần số
a) Nhu cầu công suất
cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện;
b) Danh sách các tổ
máy phát điện được lựa chọn để cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số;
c) Công suất cho dịch
vụ dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy phát điện trong danh sách tại Điểm
b Khoản này.
Mục
3. VẬN HÀNH THỜI GIAN THỰC
Điều
62. 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 chu kỳ giao dịch tới đã được công bố và tuân thủ
quy định về vận hành hệ thống điện thời gian thực tại Quy định hệ thống điện
truyền tải do Bộ Công Thương ban hành. Trong trường hợp cần thiết, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện được can thiệp để đảm bảo yêu cầu dịch vụ
dự phòng điều chỉnh tần số của hệ thống điện (trừ trường hợp bất khả kháng).
2. Đơn vị phát điện
có trách nhiệm tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện.
3. Đơn vị phát điện
sở hữu nhà máy thuỷ điện có trách nhiệm tuân thủ theo quy định về mức nước giới
hạn tuần của nhà máy thủy điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện tính toán, công bố theo quy định tại Khoản 2 Điều 41 Thông
tư này.
Điều
63. 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 nhà máy điện vi phạm mức
nước giới hạn tuần, nhà máy điện có trách nhiệm điều chỉnh giá chào trong các
ngày tiếp theo để đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần tiếp theo.
2. [30]
Trong trường hợp hồ chứa của nhà máy điện có 02 tuần liên tiếp vi phạm mức nước
giới hạn tuần thì bắt đầu từ 00h00 thứ Ba tuần tiếp theo, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện lập lịch huy động nhà máy điện này căn cứ theo
bản chào mặc định quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều 46 Thông tư
này để đưa mực nước của hồ chứa về mức nước giới hạn tuần.
3. Khi đã đảm bảo
không vi phạm mức nước giới hạn tuần, nhà máy thuỷ điện tiếp tục chào giá vào
tuần tiếp theo.
4. Trước 10h00 thứ
Hai hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm
thông báo về việc lập lịch huy động từ thứ Ba cho đơn vị phát điện và đơn vị
mua điện trong các trường hợp sau:
a) Nhà máy vi phạm
mức nước hồ chứa tuần đầu tiên, nhà máy vi phạm mức nước tuần thứ hai;
b) Mức nước hồ chứa
của nhà máy đã về mức nước giới hạn tuần, nhà máy được chào giá.
Điều
64. Can thiệp thị trường điện
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện được can thiệp thị trường điện trong các trường
hợp sau:
a) Hệ thống đang vận
hành trong chế độ khẩn cấp được quy định trong Quy định hệ thống điện truyền
tải do Bộ Công Thương ban hành;
b) Không thể đưa ra
lịch huy động chu kỳ giao dịch tới 10 phút trước thời điểm bắt đầu chu kỳ giao
dịch.
2. [31] Trong
trường hợp can thiệp thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm huy động các tổ máy để đảm bảo các mục tiêu theo thứ
tự ưu tiên sau:
a) Đảm bảo cân bằng
được công suất phát và phụ tải;
b) Đáp ứng được yêu
cầu về dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số;
c) Đáp ứng được yêu
cầu về chất lượng điện áp.
3. Công bố thông tin
về can thiệp thị trường điện
a) Khi can thiệp thị
trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải công bố các
nội dung sau:
- Các lý do phải can
thiệp thị trường điện;
- Các chu kỳ giao
dịch dự kiến can thiệp thị trường điện.
b) Trong thời hạn 24
giờ từ khi kết thúc can thiệp thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm công bố các nội dung sau:
- Các lý do phải can
thiệp thị trường điện;
- Các chu kỳ giao
dịch can thiệp thị trường điện;
- Các biện pháp do
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện áp dụng để can thiệp thị
trường điện.
Điều
65. 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 vận
hành thị trường điện an toàn, liên tục.
c) Các trường hợp
khác theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền.
2. Cục Điều tiết điện
lực có trách nhiệm xem xét, quyết định dừng thị trường điện trong các trường
hợp quy định tại Điểm a và Điểm b Khoản 1 Điều này và thông báo cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho các thành viên tham
gia thị trường điện về quyết định dừng thị trường điện của Cục Điều tiết điện
lực hoặc của cơ quan có thẩm quyền.
4. Vận hành hệ thống
điện trong thời gian dừng thị trường điện
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều độ, vận hành hệ thống điện
theo các nguyên tắc sau:
- Đảm bảo hệ thống
vận hành an toàn, ổn định, tin cậy với chi phí mua điện cho toàn hệ thống thấp
nhất;
- Đảm bảo thực hiện
các thoả thuận về sản lượng trong các hợp đồng xuất khẩu, nhập khẩu điện, hợp
đồng mua bán điện của các nhà máy điện BOT và các hợp đồng mua bán điện có cam
kết sản lượng của các nhà máy điện khác;
- Đảm bảo thực hiện
các yêu cầu về cấp nước hạ du đối với các nhà máy thủy điện.
b) Đơn vị phát điện,
Đơn vị truyền tải điện và các đơn vị có liên quan khác có trách nhiệm tuân thủ
lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều
66. 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 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
67. 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 chu kỳ giao
dịch tới.
Điều
68. 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
69. Thanh toán cho lượng điện năng xuất khẩu và nhập khẩu
Lượng điện năng nhập
khẩu hoặc xuất khẩu được thanh toán theo hợp đồng nhập khẩu hoặc xuất khẩu được
ký kết giữa các bên.
Chương
VI
ĐO
ĐẾM ĐIỆN NĂNG TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều
70. Vị trí đo đếm ranh giới trong thị trường bán buôn điện
1. Trong thị trường
bán buôn điện, vị trí đo đếm ranh giới để xác định phạm vi mua bán buôn điện mà
tại các vị trí đó phải có hệ thống đo đếm điện năng chính và dự phòng để đo đếm
chính xác sản lượng điện năng mua - bán, giao - nhận giữa các đơn vị.
2. Vị trí đo đếm ranh
giới trong thị trường bán buôn điện được định danh riêng trong cơ sở dữ liệu
của hệ thống quản lý số liệu đo đếm điện năng theo quy định thống nhất áp dụng
cho các thành viên trên thị trường, bao gồm:
a) Vị trí đo đếm ranh
giới giao nhận điện giữa nhà máy điện với lưới điện truyền tải;
b) Vị trí đo đếm ranh
giới giao nhận nhập khẩu điện, xuất khẩu điện với lưới điện truyền tải;
c) Vị trí đo đếm ranh
giới giao nhận điện giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối;
d) Vị trí đo đếm ranh
giới giao nhận điện giữa nhà máy điện với lưới điện phân phối;
đ) Vị trí đo đếm ranh
giới giao nhận trên lưới điện phân phối giữa các đơn vị mua buôn điện.
Điều
71. Hệ thống đo đếm điện năng và hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo
đếm
1. Hệ thống đo đếm
điện năng và hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm điện năng phải
được thiết kế phù hợp với vị trí đo đếm ranh giới trong thị trường bán buôn
điện quy định tại Điều 70 Thông tư này.
2. Các yêu cầu chi
tiết về: Cấu hình tối thiểu, đặc tính kỹ thuật, đồng bộ thời gian, niêm phong
kẹp chì và bảo mật, vận hành và bảo dưỡng, nghiệm thu, xử lý sự cố hệ thống đo
đếm, kiểm định và kiểm toán được quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong
hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành.
3. Trách nhiệm thỏa
thuận vị trí đo đếm điện năng và thiết kế hệ thống đo đếm điện năng, trách
nhiệm đầu tư hệ thống đo đếm điện năng và hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ
số liệu đo đếm điện năng được quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong hệ
thống điện do Bộ Công Thương ban hành.
Điều
72. Trách nhiệm thu thập, quản lý số liệu đo đếm trong thị trường điện
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện thu thập đầy đủ các số
liệu đo đếm tại các vị trí đo đếm ranh giới giao nhận quy định tại Khoản 2 Điều 70 Thông tư này (đối với các vị trí đo đếm ranh
giới giữa nhà máy điện với lưới phân phối điện, thực hiện theo quy định tại Khoản
5 Điều này). Số liệu đo đếm do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
thu thập và công bố là số liệu ưu tiên sử dụng cho mục đích tính toán, thanh
toán trong thị trường điện.
2. Trừ các vị trí đo
đếm giao nhận với các nhà máy điện, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thu
thập số liệu đo đếm giao nhận trong phạm vi quản lý và gửi về kho số liệu đo
đếm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
3. [32] Đơn
vị mua buôn điện có trách nhiệm thu thập số liệu đo đếm giao nhận trong phạm vi
quản lý bao gồm cả việc cung cấp số liệu điện mặt trời mái nhà và gửi về kho số
liệu đo đếm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện.
4. Các nhà máy điện
có công suất đặt trên 30 MW và nhà máy điện có công suất đặt từ 30MW trở xuống
là thành viên thị trường bán buôn điện cạnh tranh có trách nhiệm thực hiện thu
thập số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý và gửi về Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện để sử dụng làm nguồn số liệu dự phòng, so sánh đối
chiếu với bộ số liệu do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thu
thập trực tiếp và phục vụ xác nhận số liệu đo đếm chính thức sử dụng cho mục
đích tính toán, thanh toán trong thị trường điện.
5. Các nhà máy điện
còn lại (có công suất đặt từ 30MW trở xuống không tham gia thị trường bán buôn
điện cạnh tranh)
a) Nhà máy điện sử
dụng năng lượng tái tạo ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam: Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện việc thu thập số liệu đo đếm trực
tiếp;
b) Nhà máy thủy điện
nhỏ: Đơn vị mua buôn thu thập số liệu đo đếm từ nhà máy điện theo phạm vi quản
lý và gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
6. Khi thay đổi vị
trí đo đếm ranh giới giao nhận hoặc phương thức giao nhận điện năng đo đếm ranh
giới trong phạm vi quản lý, đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện, đơn vị
mua điện có trách nhiệm kịp thời thông báo, cập nhật về thay đổi cho các bên
liên quan phục vụ công tác thu thập và truyền số liệu đo đếm điện năng về Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều
73. Lưu trữ số liệu đo đếm
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện và các đơn vị tham gia thị trường bán buôn điện
cạnh tranh theo quy định tại Điều 2 Thông tư này có trách
nhiệm lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và các hồ sơ liên quan trong thời hạn ít
nhất là 05 năm.
Điều
74. Phương thức, trình tự thu thập số liệu đo đếm
1. Việc đọc và gửi số
liệu của các công tơ về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải
tiến hành hàng ngày, thực hiện theo hai phương thức song song và độc lập với
nhau, cụ thể bao gồm:
a) Phương thức 1: Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện đồng bộ thời gian và thu
thập số liệu đo đếm trực tiếp tới các công tơ đo đếm ranh giới của thị trường
điện bán buôn theo quy định tại Điều 72 Thông tư này;
b) Phương thức 2: Đơn
vị phát điện, đơn vị truyền tải điện và đơn vị mua buôn điện thực hiện thu thập
số liệu đo đếm của các công tơ đo đếm trong phạm vi quản lý. Các số liệu do đơn
vị truyền tải điện và đơn vị mua buôn điện thu thập được gửi về kho số liệu đo
đếm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
2. Trình tự thu thập
số liệu đo đếm được thực hiện theo thời gian biểu như sau:
a) Từ 00h15 đến 16h00
ngày D+1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, đơn vị phát điện,
đơn vị truyền tải điện và đơn vị mua buôn điện thực hiện thu thập số liệu đo
đếm ngày D thuộc phạm vi quản lý;
b) Trước 24h00 ngày
D+1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố số liệu đo đếm
phục vụ công tác kiểm tra số liệu đo đếm;
c)[33]
Trước 12h00 ngày D+4, Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị phát điện và Đơn vị mua
điện thực hiện kiểm tra, đối chiếu số liệu đo đếm, phát hiện các phát sinh, sự
kiện dẫn đến chênh lệch sản lượng gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện ý kiến phản hồi xác nhận về đối soát số liệu đo đếm. Sau thời điểm này,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không tiếp nhận phản hồi về
phát sinh liên quan đến số liệu đo đếm của ngày D. Trường hợp không có phản hồi
từ các đơn vị trên trang thông tin điện tử thị trường điện trước 12h00 ngày D+4
thì được coi là các đơn vị đã xác nhận đồng ý và Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện không có trách nhiệm xử lý những ý kiến phản hồi phát sinh;
d) Trước 12h00 ngày
D+5, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phối hợp với các đơn vị
liên quan thực hiện kiểm tra, xác thực, xử lý sai lệch, ước tính số liệu đo
đếm;
đ) Trước 16h00 ngày
D+5, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán
và công bố số liệu đo đếm điện năng và phụ tải chính thức ngày D lên trang
thông tin điện tử thị trường điện;
e) Trước ngày làm
việc thứ 08 sau khi kết thúc chu kỳ thanh toán, Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm công bố biên bản chốt sản lượng chênh lệch trong
chu kỳ thanh toán.
3. Yêu cầu về thu
thập số liệu đo đếm
a) Các số liệu đo đếm
được thu thập hàng ngày về đơn vị quản lý số liệu đo đếm bao gồm các giá trị
điện năng tác dụng và phản kháng theo hai chiều nhận và phát của từng chu kỳ 30
phút trong ngày từ các công tơ đo đếm chính và dự phòng;
b) Số liệu đo đếm
được chia sẻ công khai sau 24 giờ ngày D+1 (được cập nhật đầy đủ theo quá trình
kiểm tra, xác định và ước tính số liệu) để các đơn vị mua điện và đơn vị bán
điện có quyền truy cập và kiểm tra đầy đủ trong phạm vi mua bán điện của đơn vị
mình;
c) Quy định về định
dạng số liệu, phương thức quy đổi số liệu, quy trình kiểm tra, xác định và ước
tính số liệu đo đếm điện năng được quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong
hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành và các quy trình hướng dẫn thực hiện.
Điều
75. Kiểm tra số liệu đo đếm
1. Đơn vị quản lý số
liệu đo đếm có trách nhiệm kiểm tra số liệu đo đếm thu thập được tại trung tâm
thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm đảm bảo tính chính xác và hợp lệ của
các số liệu đo đếm.
2. Việc kiểm tra đối
chiếu số liệu đo đếm được thực hiện theo các nguyên tắc sau:
a) Số liệu đo đếm của
hệ thống đo đếm dự phòng được sử dụng để đối chiếu so sánh với số liệu của hệ
thống đo đếm chính (sau khi đã quy đổi về cùng một vị trí) làm căn cứ khẳng
định hệ thống đo đếm chính vận hành đảm bảo chính xác và tin cậy với sai số
không lớn hơn 1%;
b) Số liệu của công
tơ đo đếm do Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm điện năng đọc và gửi về
đơn vị quản lý số liệu đo đếm phải được đối chiếu, so sánh với số liệu do đơn
vị quản lý số liệu đo đếm đọc trực tiếp để làm căn cứ xác định tính tin cậy và
chính xác của số liệu đo đếm;
c) Số liệu sản lượng
điện năng thu thập hàng ngày từ hệ thống đo đếm chính và dự phòng phải được
công bố và được các bên liên quan kiểm tra, xác nhận làm căn cứ để tính toán
thanh toán.
3. Trường hợp phát
hiện số liệu đo đếm có bất thường hoặc không chính xác, đơn vị quản lý số liệu
đo đếm thực hiện thu thập lại (hoặc yêu cầu Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo
đếm thu thập lại) và thực hiện lại các bước kiểm tra số liệu đo đếm theo quy
định tại Khoản 2 Điều này.
4. Trường hợp không
thể thu thập được số liệu đo đếm hoặc kết quả kiểm tra, đối chiếu số liệu đo
đếm phát hiện có sự chênh lệch giữa số liệu công tơ với số liệu trong máy tính
đặt tại chỗ hoặc số liệu trong cơ sở số liệu đo đếm, đơn vị quản lý số liệu đo
đếm chủ trì, phối hợp với các đơn vị liên quan để điều tra nguyên nhân để xử
lý, ước tính bù trừ các sai lệch (nếu có) theo quy định tại Quy định đo đếm
điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành.
5. Trường hợp không
thống nhất về số liệu đo đếm được công bố, các đơn vị có quyền yêu cầu bảo lưu,
kiểm toán bất thường hoặc thực hiện thủ tục khiếu nại với cơ quan có thẩm
quyền.
Điều
76. Tính toán sản lượng điện năng đo đếm trong thị trường bán buôn điện
1. Số liệu đo đếm
điện năng của đơn vị phát điện được xác định theo công thức giao nhận điện năng
của đơn vị phát điện và được quy định trong thỏa thuận đo đếm điện năng.
2. Số liệu đo đếm
điện năng của đơn vị mua buôn điện trong một chu kỳ giao dịch được xác định như
sau:
a) Bằng tổng các
thành phần sau:
- Sản lượng nhận trên
lưới điện truyền tải;
- Tổng sản lượng nhận
từ các đơn vị mua buôn điện khác;
- Tổng sản lượng nhận
từ các nguồn điện nối lưới điện phân phối;
- Tổng sản lượng từ
các nguồn nhập khẩu nối lưới điện phân phối.
b) Trừ đi các thành phần
sau:
- Tổng sản lượng giao
lên lưới điện truyền tải;
- Tổng sản lượng giao
đến các đơn vị mua buôn điện khác.
Điều
77. Ước tính số liệu đo đếm
1. Trường hợp không
thể thu thập được số liệu đo đếm chính xác của ngày D theo quy định tại Điều 74, Điều 75 và Điều 76 Thông tư này cho Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện thực hiện ước tính số liệu đo đếm theo quy
định tại Quy trình thu thập, xử lý, quản lý số liệu đo đếm trong thị trường
điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định đo đếm
điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành.
2. Sau khi thực hiện
việc ước tính số liệu đo đếm điện năng, các đơn vị liên quan phải có biện pháp
thu thập lại, xác định số liệu đo đếm chính xác làm cơ sở cho việc truy thu,
thoái hoàn cho các chu kỳ áp dụng ước tính số liệu đo đếm điện năng.
3. Trường hợp không
thể xác định số liệu đo đếm chính xác, số liệu đo đếm ước tính được sử dụng làm
căn cứ chính thức cho thanh toán tiền điện giữa các đơn vị.
Điều
78. Xác nhận sản lượng điện năng theo chỉ số chốt công tơ
Áp dụng chữ ký số để
xác nhận số liệu đo đếm bao gồm:
1. Tổng sản lượng
điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện.
2. Sản lượng điện
năng mua trên thị trường điện.
3. Sản lượng chênh
lệch giữa chỉ số sản lượng chốt tháng.
4. Tổng sản lượng thu
thập theo từng chu kỳ giao dịch trong tháng.
Chương
VII
TÍNH
TOÁN GIÁ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY
Mục
1. TÍNH TOÁN GIÁ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN ÁP DỤNG CHO CÁC ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN
Điều
79. Xác định giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện
1. Sau ngày giao dịch
D, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch
tính giá điện năng thị trường cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D theo trình
tự sau:
a) Tính toán phụ tải
hệ thống trong chu kỳ giao dịch bằng cách quy đổi sản lượng đo đếm về phía đầu
cực các tổ máy phát điện;
b) Thực hiện lập lịch
tính giá điện năng thị trường theo phương pháp lập lịch không ràng buộc theo
trình tự như sau:
- Sắp xếp cố định
dưới phần nền của biểu đồ phụ tải hệ thống điện các sản lượng phát thực tế của
các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện và các nhà máy điện trực
tiếp tham gia thị trường điện nhưng tách ra ngoài thị trường điện trong chu kỳ
giao dịch;
- Sắp xếp các dải
công suất trong bản chào giá lập lịch của các đơn vị phát điện trực tiếp giao
dịch.
2. Giá điện năng thị
trường áp dụng cho đơn vị phát điện bằng giá chào của dải công suất cuối cùng
được xếp lịch để đáp ứng mức phụ tải hệ thống trong lịch tính giá điện năng thị
trường. Trong trường hợp giá chào của dải công suất cuối cùng trong lịch tính
giá điện năng thị trường cao hơn giá trần thị trường điện, giá điện năng thị
trường được tính bằng giá trần thị trường điện.
Điều
80. Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện
Giá thị trường điện
toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch được xác định
theo công thức sau:
FMP(i)
= SMP(i) + CAN(i)
Trong đó:
FMP(i): Giá thị trường
điện toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i
(đồng/kWh);
SMP(i): Giá điện năng
thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định
theo quy định tại Điều 79 Thông tư này (đồng/kWh);
CAN (i): Giá công suất
thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định
theo quy định tại Điều 26 Thông tư này (đồng/kWh).
Điều
81. Xác định giá điện năng thị trường khi can thiệp thị trường điện
Trong trường hợp có
phát sinh tình huống can thiệp thị trường điện theo quy định tại Điều
64 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không
thực hiện tính toán giá điện năng thị trường cho khoảng thời gian thị trường
điện bị can thiệp.
Mục
2. GIÁ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY ÁP DỤNG CHO ĐƠN VỊ MUA BUÔN ĐIỆN
Điều
82. Giá điện năng thị trường áp dụng cho các đơn vị mua buôn điện
Giá điện năng thị
trường áp dụng cho các đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được tính
toán như sau:
1. Tính toán hệ số
quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i theo công thức sau:
Trong đó:
k(i): Hệ số quy đổi
theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i;
QG(i):
Tổng sản lượng điện năng trong chu kỳ giao dịch i của các nhà máy điện nối lưới
truyền tải, các nguồn nhập khẩu điện, các nhà máy điện đấu nối vào lưới phân
phối điện có tham gia thị trường hoặc ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn
Điện lực Việt Nam (kWh);
QL(i):
Tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của các đơn vị mua điện trong chu
kỳ giao dịch i, bao gồm sản lượng giao nhận của đơn vị mua điện (có đơn vị xuất
khẩu điện) với lưới truyền tải điện và sản lượng giao nhận với các nhà máy điện
đấu nối vào lưới phân phối điện có tham gia thị trường hoặc có ký hợp đồng mua
bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (kWh).
2. Tính toán giá điện
năng thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện
CSMP(i)
= k(i) × SMP(i)
Trong đó:
CSMP(i): Giá điện
năng thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i
(đồng/kWh);
SMP(i): Giá điện năng
thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán
theo quy định tại Điều 79 Thông tư này (đồng/kWh);
k(i): Hệ số quy đổi
theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định
tại Khoản 1 Điều này.
Điều
83. Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện
Giá công suất thị
trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán
như sau:
CCAN(i)
= k(i) × CAN(i)
Trong đó:
CCAN(i): Giá công
suất thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i
(đồng/kWh);
CAN(i): Giá công suất
thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán
theo quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều 26 Thông tư này
(đồng/kWh);
k(i): Hệ số quy đổi
theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định
tại Khoản 1 Điều 82 Thông tư này.
Điều
84. Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện
Giá thị trường điện
toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được xác
định theo công thức sau:
CFMP(i)
= CSMP(i) + CCAN(i)
Trong đó:
CFMP(i): Giá thị
trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i
(đồng/kWh);
CSMP(i): Giá điện
năng thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i
(đồng/kWh);
CCAN(i): Giá công
suất thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i
(đồng/kWh).
Điều
85. Công bố thông tin về giá thị trường điện giao ngay
1. Trước 9h00 ngày
D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố
giá điện năng thị trường, giá công suất thị trường và giá thị trường điện toàn phần
áp dụng cho đơn vị phát điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
2. Trước 16h00 ngày
D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố
giá điện năng thị trường, giá công suất thị trường và giá thị trường điện toàn phần
dự kiến áp dụng cho đơn vị mua buôn điện của từng chu kỳ giao dịch trong ngày
D.
3. Trước 16h00 ngày
D+5, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố
giá điện năng thị trường, giá công suất thị trường và giá thị trường điện toàn phần
chính thức áp dụng cho đơn vị mua buôn điện của từng chu kỳ giao dịch trong
ngày D.
Chương
VIII
THANH
TOÁN
Mục
1. THANH TOÁN CHO ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN TRỰC TIẾP GIAO DỊCH
Điều
86. Sản lượng điện năng của nhà máy điện 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 phần sản lượng điện
năng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch phục vụ thanh toán trong thị
trường điện, bao gồm:
a) Sản lượng điện
năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn
giá trần thị trường điện (Qbp);
b) Sản lượng điện
năng phát tăng thêm (Qcon);
c) Sản lượng điện
năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu) trong
trường hợp nhà máy điện không vận hành qua hệ thống AGC;
d) Sản lượng điện
năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmp).
2. Trong trường hợp
tổ máy phát điện không vận hành qua hệ thống AGC, sản lượng điện năng phát sai
khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu) của
nhà máy điện trong
chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:
a) Xác định sản lượng
huy động theo lệnh điều độ
Sản lượng huy động
theo lệnh điều độ là sản lượng tại đầu cực máy phát được tính toán căn cứ theo
lệnh điều độ huy động tổ máy của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện, căn cứ vào công suất theo lệnh điều độ và tốc độ tăng giảm tải của tổ máy
phát điện. Sản lượng huy động theo lệnh điều độ được xác định theo công thức
sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i;
J: Số lần thay đổi
lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i;
: Thời điểm lần thứ j trong chu kỳ
giao dịch i Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ
thay đổi công suất của tổ máy phát điện (phút);
: Thời điểm tổ máy đạt được mức
công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ
tại thời điểm (phút);
ΔT: Độ dài thời gian
của một chu kỳ giao dịch (phút);
Qddi: Sản
lượng huy động theo lệnh điều độ tính tại đầu cực máy phát điện xác định cho
chu kỳ giao dịch i (MWh);
: Công suất do Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm 
(MW);
: Công suất tổ máy đạt được tại
thời điểm 
(MW).
Khoảng thời gian từ
thời điểm lệnh điều độ công
suất 
đến thời điểm 
mà tổ máy phát điện đạt
được công suất 
được
xác định như sau:
Trong đó:
a: Tốc độ tăng giảm
tải của tổ máy đăng ký trong bản chào giá lập lịch (MW/phút).
Tốc độ tăng giảm tải
của tổ máy đăng ký trong bản chào giá lập lịch phải phù hợp với tốc độ tăng
giảm tải được quy định trong hợp đồng mua bán điện. Trường hợp hợp đồng mua bán
điện không có tốc độ tăng giảm tải hoặc tốc độ tăng giảm tải trong hợp đồng có
sai khác với thực tế, đơn vị phát điện có trách nhiệm xác định các số liệu này
theo kết quả thí nghiệm hoặc tổng hợp từ thực tế vận hành của tổ máy và ký kết
bổ sung phụ lục hợp đồng về đặc tính kỹ thuật này với các đơn vị mua điện để
làm căn cứ thanh toán;
b) Thực hiện quy đổi
sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qddi j) tính toán theo quy định tại Điểm
a Khoản này về vị trí đo đếm;
c) Tính toán chênh
lệch giữa sản lượng điện năng đo đếm và sản lượng điện năng huy động theo lệnh điều
độ theo công thức sau:
ΔQi=Qmqi
– Qddi
Trong đó:
ΔQi: Sản
lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong
chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qmqi: Sản
lượng điện năng đo đếm của tổ máy phát điện quy đổi về đầu cực tổ máy phát điện
trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qddi: Sản
lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i
được tính toán theo quy định tại Điểm a Khoản này (kWh).
Trường hợp không có
lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i, Qdd được xác định theo công thức:
Trong đó:
Qddi: Sản
lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i
(kWh);
: Công suất do Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm 
(MW);
ΔT: Độ dài thời gian
của một chu kỳ giao dịch (phút).
d) Tính toán sản
lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ của tổ máy phát điện theo
nguyên tắc sau:
- Tính toán mức sai
lệch cho phép theo công thức sau:
+ Đối với tổ máy phát
điện có công suất đặt dưới 100 MW:
+ Đối với tổ máy phát
điện có công suất đặt từ 100 MW trở lên:
Trong đó:
Ɛ: Mức sai lệch cho
phép đối với tổ máy phát điện theo từng chu kỳ giao dịch (kWh);
Qddi: Sản lượng điện năng
huy động theo lệnh điều độ tại đầu cực của tổ máy phát điện (kWh);
ΔT: Độ dài thời gian
của một chu kỳ giao dịch (phút).
- Tính toán sản lượng
điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch của tổ máy
phát điện theo công thức sau:
+ Trường hợp ΔQi
≤ Ɛ: Qdui = 0
+ Trường hợp ΔQi
> Ɛ: Qdui = ΔQi × kqd
Trong đó:
Qdui: Sản
lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i của
tổ máy phát điện (kWh);
ΔQi: Sản
lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong
chu kỳ giao dịch i (kWh);
kqd: Hệ số
quy đổi sản lượng từ đầu cực tổ máy về vị trí đo đếm.
- Tính toán sản lượng
điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch của nhà máy
điện theo công thức sau:
Trong đó:
Qdui: Sản
lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i của
nhà máy điện (kWh);
Qdui,g:
Sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i
của tổ máy phát điện g của nhà máy điện (kWh);
G: Tổng số tổ máy
phát điện của nhà máy điện.
đ) Trường hợp tổ máy
nhiệt điện trong quá trình khởi động hoặc quá trình dừng máy (không phải do sự
cố) thì không xét đến sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ
trong giai đoạn này. Trường hợp tổ máy này có ràng buộc kỹ thuật, gây ảnh hưởng
đến công suất phát của tổ máy khác của nhà máy điện, không xét đến sản lượng
điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ của các tổ máy bị ảnh hưởng này;
e) Công tơ đo đếm đầu
cực tổ máy và công tơ lắp tại các vị trí đo đếm tự dùng của tổ máy (nếu có)
được ưu tiên sử dụng để xác định sản lượng thực phát đầu cực của tổ máy phát
điện để so sánh với việc tuân thủ lệnh điều độ theo hệ thống quản lý lệnh điều
độ.
3. Sản lượng điện
năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn
giá trần thị trường điện trong chu kỳ giao dịch được xác định như sau:
a) Xác định tổ máy có
giá chào cao hơn giá trần thị trường điện được xếp lịch tính giá thị trường cho
chu kỳ giao dịch i và vị trí đo đếm của tổ máy đó;
b) Tính toán sản
lượng điện năng thanh toán theo giá chào tại từng vị trí đo đếm xác định tại Điểm
a Khoản này theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i;
j: Vị trí đo đếm thứ
j của nhà máy nhiệt điện, xác định tại Điểm a Khoản này;
: Sản lượng điện năng thanh toán
theo giá chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng đo đếm tại vị
trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng ứng với lượng
công suất có giá chào thấp hơn hoặc bằng giá trần thị trường điện trong chu kỳ
giao dịch i của tổ máy đấu nối vào vị trí đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo
đếm đó (kWh);
: Sản lượng điện năng ứng với lượng
công suất có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện và được xếp trong lịch
tính giá thị trường trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy đấu nối vào vị trí đo
đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh);
: Sản lượng điện năng phát sai khác
so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy đấu nối vào vị trí đo
đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh).
c) Tính toán sản
lượng điện năng thanh toán theo giá chào cho nhà máy điện theo công thức sau:
Trong đó:
j: Vị trí đo đếm thứ
j của nhà máy nhiệt điện, xác định tại Điểm a Khoản này;
J: Tổng số các vị trí
đo đếm của nhà máy điện có tổ máy chào cao hơn giá trần thị trường điện và được
xếp lịch tính giá thị trường;
Qbpi: Sản
lượng điện năng thanh toán theo giá chào của nhà máy điện trong chu kỳ giao
dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng thanh toán
theo giá chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
4. Sản lượng điện
năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo
trình tự sau:
a) Tính toán sản
lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch tại đầu cực của tổ máy
theo công thức sau:
Trường hợp Qdu >
0:
Trường hợp Qdu ≤ 0:
Trong đó:
: Sản lượng đo đếm thanh toán của
tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về đầu cực tổ máy (kWh);
: Sản lượng điện năng phát sai khác
so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy phát điện quy đổi về đầu
cực tổ máy (kWh);
Sản lượng điện năng tương ứng với
mức công suất của tổ máy được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường
trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng tương ứng với
công suất điều độ của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch, được xác định
theo công thức sau:
Trong đó
J: Số lần thay đổi
lệnh điều độ do ràng buộc trong chu kỳ giao dịch i;
: Thời điểm lần thứ j trong chu kỳ
giao dịch i Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ
thay đổi công suất của tổ máy phát điện do ràng buộc (phút). Trường hợp tại
thời điểm này mà công suất của tổ máy phát điện thấp hơn mức công suất được xếp
trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch 
thì 
được xác định là thời điểm tổ máy đạt công suất
;
: Thời điểm tổ máy đạt được mức
công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ
tại thời điểm (phút).
Trường hợp tại thời điểm này công suất của tổ máy phát điện thấp hơn công suất
của tổ máy được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao
dịch i 
thì được xác định là thời điểm
tổ máy đạt mức công suất ;
ΔT: Độ dài thời gian
của một chu kỳ giao dịch (phút);
: Công suất do Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm 
. Trường hợp công suất này
nhỏ hơn mức công suất được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong
chu kỳ giao dịch 
thì
công suất này được tính bằng công suất 
(MW);
: Công suất tổ máy đạt được tại
thời điểm 
(MW);
: Khoảng thời gian từ thời điểm
lệnh điều độ 
công
suất 
đến thời điểm 
mà tổ máy phát điện đạt
được công suất 
được
xác định như sau:
a: Tốc độ tăng giảm
tải của tổ máy phát điện đăng ký trong bản chào giá lập lịch (MW/phút).
Đối với trường hợp tổ
máy phát điện tham gia cung cấp dịch vụ điều chỉnh tần số trong chu kỳ giao
dịch thông qua hệ thống AGC, trong trường hợp không xác định được số liệu về
các mức công suất theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện, mức sản lượng này được tính bằng sản lượng điện năng đo đếm của tổ
máy phát điện trong chu kỳ giao dịch quy đổi về đầu cực tổ máy.
Trường hợp tổ máy nhiệt
điện trong quá trình khởi động hoặc quá trình dừng máy (không phải do sự cố)
thì sản lượng điện năng phát tăng thêm của tổ máy phát điện này trong chu kỳ
giao dịch bằng 0.
c) Tính toán sản
lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i theo
công thức sau:
Trong đó:
: Tổng sản lượng phát tăng thêm của
nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);
g: Tổ máy phát tăng
thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy
phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
k: Hệ số quy đổi sản
lượng từ đầu cực tổ máy về vị trí đo đếm;
: Sản lượng phát tăng thêm của tổ
máy g trong chu kỳ giao dịch i tại đầu cực tổ máy tính toán theo quy định tại Điểm
a Khoản này (kWh).
5.
Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo công thức sau:
Trường hợp sản lượng
điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ dương (Qdui
> 0):
Qsmpi
= Qmqi – Qbpi – Qconi - Qdui
Trường hợp sản lượng
điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ âm (Qdui
< 0):
Qsmpi
= Qmqi – Qbpi – Qconi
Trong đó:
Qsmpi: Sản
lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong
chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qmqi: Sản
lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qbpi: Sản
lượng điện được thanh toán theo giá chào trong chu kỳ giao dịch i đối với nhà
máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện (kWh);
Qconi: Sản
lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qdui: Sản
lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong
chu kỳ giao dịch i (kWh).
Điều
87. Điều chỉnh sản lượng điện năng của nhà máy điện phục vụ thanh toán trong
thị trường điện
1. Sản lượng điện
năng phục vụ thanh toán trong thị trường được điều chỉnh trong các trường hợp
sau:
a) Trường hợp trong
chu kỳ giao dịch i sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện nhỏ hơn hoặc
bằng sản lượng điện hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó 
;
b) Trường hợp trong
chu kỳ giao dịch i sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện lớn hơn sản
lượng điện hợp đồng trong chu kỳ giao dịch của nhà máy điện 
đồng thời sản lượng điện năng
thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện nhỏ hơn sản lượng hợp
đồng trong chu kỳ giao dịch đó 
.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán điều chỉnh lại các thành
phần sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường trong các chu kỳ
giao dịch quy định tại Khoản 1 Điều 86 Thông tư này căn cứ
các thành phần sản lượng sau:
a) Sản lượng điện hợp
đồng trong chu kỳ giao dịch của nhà máy điện 
được xác định theo quy định tại Điều 38 Thông tư này;
b) Sản lượng điện
năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmpi) của snhà máy
điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại Khoản
5 Điều 86 Thông tư này;
c) Sản lượng điện
năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (Qmqi).
3. Nguyên tắc điều
chỉnh
a) Trong trường hợp
quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này, sản lượng điện năng phát tăng thêm (Qconi)
và sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy có giá chào cao
hơn giá trần thị trường điện (Qbpi) được điều chỉnh trong chu kỳ
giao dịch này bằng 0 (không) (Qconi = 0; Qbpi = 0);
b) Trường hợp quy
định tại Điểm b Khoản 1 Điều này, sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong
thị trường điện được điều chỉnh theo nguyên tắc đảm bảo không được làm thay đổi
sản lượng điện năng đo đếm trong chu kỳ giao dịch này và theo quy định tại Quy
trình lập lịch huy động và vận hành thời gian thực do Cục Điều tiết điện lực
ban hành.
Điều
88. Thanh toán điện năng thị trường
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán tổng các khoản thanh
toán điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán theo công
thức sau:
Rg
= Rsmp + Rbp + Rcon + Rdu
Trong đó:
Rg: Tổng các khoản
thanh toán điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rsmp: Khoản thanh
toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường trong chu
kỳ thanh toán (đồng);
Rbp: Khoản thanh toán
cho phần sản lượng được thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có
giá chào lớn hơn giá trần thị trường điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rcon: Khoản thanh
toán cho phần sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ thanh toán
(đồng);
Rdu: Khoản thanh toán
cho phần sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều
độ trong chu kỳ thanh toán (đồng).
2.
Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị
trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán được xác định theo trình tự
sau:
a) Tính toán cho từng
chu kỳ giao dịch i theo công thức sau:
Rsmpi
= Qsmpi x SMPi
Trong đó:
Rsmpi: Khoản
thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của
nhà máy điện của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng);
SMPi: Giá
điện năng thị trường của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng/kWh);
Qsmpi: Sản
lượng điện năng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của chu kỳ giao
dịch i trong chu kỳ thanh toán (kWh).
b) Tính toán cho chu
kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rsmp: Khoản thanh
toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà
máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i trong chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch của chu kỳ thanh toán;
Rsmpi: Khoản
thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của
nhà máy điện của chu kỳ giao dịch i (đồng).
3. Khoản thanh toán
cho phần sản lượng được thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có
giá chào lớn hơn giá trần thị trường điện trong chu kỳ thanh toán được xác định
theo trình tự sau:
a) Tính toán cho từng
chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
Rbpi: Khoản
thanh toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu
kỳ giao dịch i (đồng);
j: Dải chào thứ j
trong bản chào giá của tổ máy thuộc nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá
trần thị trường điện và được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường;
J: Tổng số dải chào
trong bản chào giá của nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị
trường điện và được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường;
: Giá chào tương ứng với dải chào j
trong bản chào của tổ máy của nhà máy nhiệt điện g trong chu kỳ giao dịch i
(đồng/kWh);
: Mức giá chào cao nhất trong các
dải chào được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường của nhà máy nhiệt
điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
: Sản lượng điện năng thanh toán
theo công suất được chào với mức giá 
trong bản chào của nhà máy nhiệt điện được
huy động trong chu kỳ giao dịch i và quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);
Qbpi: Sản
lượng điện năng có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện của nhà máy nhiệt
điện trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm (kWh).
b) Tính toán cho chu
kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rbp: Khoản thanh toán
cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán
(đồng);
i: Chu kỳ giao dịch i
trong đó nhà máy điện được huy động với mức giá chào cao hơn giá trần;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch trong đó nhà máy điện được huy động với mức giá chào cao hơn giá
trần;
Rbpi: Khoản
thanh toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu
kỳ giao dịch i (đồng).
4. Khoản thanh toán
cho sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch
được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán cho từng
chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
Rconi: Khoản
thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i
(đồng);
g: Tổ máy phát tăng
thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy
phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: Điện năng phát tăng thêm của tổ
máy g trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm, (kWh);
: Giá chào cao nhất tương ứng với
dải công suất phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
Đối với nhà máy 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 điện hoặc được huy động công suất với dải chào giá cao hơn
giá trần thị trường điện thì nhà máy được thanh toán cho phần sản lượng phát
tương ứng trong chu kỳ đó bằng giá trần thị trường điện.
6.
Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy
động theo lệnh độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch.
a) Tính toán cho từng
chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
- Trường hợp sản
lượng điện năng phát tăng thêm so với lệnh điều độ:
Trong đó:
Rdui: Khoản
thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu
kỳ giao dịch i (đồng);
g: Tổ máy phát tăng
thêm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy
phát tăng thêm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: Điện năng phát tăng thêm so với
lệnh điều độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Pbmini: Giá chào thấp
nhất của tất cả các tổ máy trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
- Trường hợp sản
lượng điện năng phát giảm so với lệnh điều độ:
Trong đó:
Rdui: Khoản
thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu
kỳ giao dịch i (đồng);
g: Tổ máy phát giảm
so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy
phát giảm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: Điện năng phát giảm so với lệnh điều
độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
SMPi: Giá
điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
Pbpi,max:
Giá điện năng của tổ máy đắt nhất được thanh toán trong chu kỳ giao dịch i
(đồng/kWh).
b) Tính toán cho chu
kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rdu: Khoản thanh toán
cho sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ thanh
toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai khác so với
lệnh điều độ;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch của của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai
khác so với lệnh điều độ;
Rdu(i): Khoản thanh
toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh
độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Điều
89. Khoản thanh toán theo giá 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:
Rcan(i)
= CAN (i) x Qmq(i)
Trong đó:
Rcan(i): Khoản thanh
toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
CAN(i): Giá công suất
thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
Qmq(i): Sản lượng
điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
2. Tính toán cho chu
kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rcan: Khoản thanh
toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i trong chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch trong chu kỳ thanh toán;
Rcani: Khoản
thanh toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Điều
90. Khoản thanh toán sai khác trong hợp đồng mua bán điện
Căn cứ giá điện năng
thị trường và giá công suất thị trường do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện công bố, đơn vị phát điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán
theo hợp đồng mua bán điện và gửi cho đơn vị mua điện theo quy định tại Điều 104 Thông tư này trong chu kỳ thanh toán theo trình tự
sau:
1. Tính toán cho từng
chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Rc
(i) = [Pc - FMP(i)] x Qc(i)
Trong đó:
Rc(i): Khoản thanh
toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Qc(i): Sản lượng hợp
đồng trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Pc: Giá hợp đồng mua
bán điện (đồng/kWh);
FMP(i): Giá thị trường
toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
2. Tính toán cho chu
kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rc: Khoản thanh toán
sai khác trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i của chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch của chu kỳ thanh toán;
Rc(i): Khoản thanh
toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Mục
2. THANH TOÁN ĐIỆN NĂNG ÁP DỤNG CHO ĐƠN VỊ MUA ĐIỆN
Điều
91. Tính toán khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn
vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch
1. Sản lượng giao
nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i được xác
định theo quy định tại Khoản 2 Điều 76 Thông tư này.
2. Sản lượng điện
năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch
được xác định như sau:
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, công bố tỷ lệ mua điện
từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện tương ứng của các nhà máy
điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và được phân bổ
cho đơn vị mua buôn điện:
Trong đó:
X1: Tỷ lệ
điện năng mua theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l từ
các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng;
Qc(g,M):
Sản lượng hợp đồng tháng M của nhà máy điện g được tính toán theo quy định tại Điều 27 Thông tư này (kWh);
Qptdk(l,M):
Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn dự báo tháng M do đơn vị mua buôn điện
l cung cấp phục vụ lập kế hoạch vận hành năm tới (kWh);
G: Tổng số nhà máy
điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và được phân bổ
cho đơn vị mua buôn điện;
L: Tổng số đơn vị mua
buôn điện.
b) Sản lượng điện
năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng của đơn
vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo công thức sau:
Qm1(l,
i) = X1 × Q(l, i)
Trong đó:
Qm1(l, i):
Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ
hợp đồng của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
X1: Tỷ lệ
điện năng mua theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l từ
các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện tính toán và công bố theo quy định tại Điểm a Khoản này;
Q(l,i): Sản lượng
điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch
i, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều này (kWh).
c) Sản lượng điện
năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch
i từ nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp được xác định theo công
thức sau:
Qm2(l,
g, i) = X2(g, i) × Q(l, i)
Trong đó:
Qm2(l,g,i):
Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong
chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g ký hợp đồng trực tiếp (kWh);
Q(l,i): Sản lượng
giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i, được
xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều này (kWh);
X2(g,i):
Tỷ lệ sản lượng điện năng được tính toán theo công thức sau:
Trong đó:
Qmq(g,i):
Sản lượng điện năng giao tại điểm giao nhận trong chu kỳ giao dịch i trực tiếp
tham gia thị trường điện của nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp
với đơn vị mua buôn điện (kWh);
Q(l,i): Sản lượng
điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ
giao dịch i, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều này (kWh);
L: Tổng số đơn vị mua
buôn điện;
k(i): Hệ số quy đổi
theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định
tại Khoản 1 Điều 82 Thông tư này.
d) Tổng sản lượng
điện năng mua từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu
kỳ giao dịch được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Qm(l,i):
Tổng sản lượng điện năng mua từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn
điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qm1(l,i):
Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ
hợp đồng của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qm2(l,g,i):
Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong
chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g ký hợp đồng trực tiếp (kWh);
G: Tổng số nhà máy
điện ký hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện.
3. Tính toán khoản
chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện
trong chu kỳ giao dịch i được xác định như sau:
a)
Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn
điện trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ được xác định
theo công thức sau:
Trong đó:
Cm1(l,i)
= CFMP(i) × Qm1(l,i)
Cm1(l,i): Khoản
chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện
trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);
CFMP(i): Giá thị
trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch
i, (đồng/kWh);
Qm1(l,i):
Tổng sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l
trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được tính
toán theo quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều này (kWh).
b)
Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn
điện trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với
đơn vị mua buôn điện được xác định theo công thức sau:
Cm2(l,g,i)
= CFMP(i) × Qm2(l,g,i)
Trong đó:
g: Nhà máy điện có
hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
Cm2(l,g,i):
Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn
điện trong chu kỳ giao dịch i cho nhà máy điện g (đồng);
CFMP(i): Giá thị
trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i
(đồng/kWh);
Qm2(l,g,i):
Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong
chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g được tính toán theo quy định tại Điểm c Khoản
2 Điều này (kWh).
c)
Tổng chi phí mua điện từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện
trong chu kỳ giao dịch được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Cm(l,i):
Tổng chi phí mua điện từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l
trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Cm1(l,i): Khoản
chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện
trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);
g: Nhà máy điện có
hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
G: Tổng số nhà máy
điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
Cm2(l,g,i):
Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn
điện trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g (đồng).
Điều
92. Tính toán khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị
mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán
Khoản chi phí mua
điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh
toán được xác định như sau:
1. Khoản chi phí mua
điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu
kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được xác định theo
công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i trong chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch của chu kỳ thanh toán;
TCm1(l,M):
Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện
l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);
Cm1(l,i): Khoản
chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l
trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng, xác định
tại Điểm a Khoản 3 Điều 91 Thông tư này (đồng).
2.[34] Khoản
chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của Đơn vị mua buôn điện l
trong chu kỳ thanh toán cho nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị
mua buôn điện được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i trong chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch trong chu kỳ thanh toán;
g: Nhà máy điện có
hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn điện;
TCm2(l,g,M): Khoản
chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của Đơn vị mua buôn điện l
trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với
Đơn vị mua buôn điện (đồng);
Cm2 (l,g,i): Tổng khoản
chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l
trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị
mua buôn điện (đồng);
UpliftM(g): Thành phần
hiệu chỉnh giá thị trường điện giao ngay áp dụng cho Đơn vị mua buôn điện của
nhà máy điện g trong chu kỳ thanh toán M do Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện tính toán trên cơ sở các số liệu do Đơn vị phát điện cung cấp
sau tháng vận hành theo công thức:
Trong đó:
g: Nhà máy điện có
hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i trong chu kỳ thanh toán M;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch của chu kỳ thanh toán M; L: Tổng số Đơn vị mua buôn điện;
Rg (M): Tổng các khoản
thanh toán điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán M của nhà máy điện g
theo bảng kê thanh toán thị trường điện tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện phát hành được xác định theo quy định tại Điều
88 Thông tư này (đồng);
(M): Tổng doanh thu theo giá công
suất trong chu kỳ thanh toán M của nhà máy điện g theo bảng kê thanh toán thị
trường điện tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phát hành
được xác định theo quy định tại Điều 89 Thông tư này
(đồng);
Cm2(l,g,i):
Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của Đơn vị mua buôn
điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g được xác định tại Điểm b Khoản 3 Điều 91 Thông tư này (đồng);
Qm2 (l,g,i): Sản
lượng điện năng mua theo giá thị trường của Đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ
giao dịch i từ nhà máy điện g được xác định theo quy định tại Điểm
c Khoản 2 Điều 91 Thông tư này (kWh).
3. Tổng các khoản chi
phí mua điện của đơn vị mua buôn điện theo thị trường điện giao ngay trong chu
kỳ thanh toán được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
TC(l,M): Tổng các khoản
chi phí mua điện của đơn vị mua buôn điện l theo thị trường điện giao ngay
trong chu kỳ thanh toán M (đồng);
TCm1(l,M):
Khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện
l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng, được xác
định tại Khoản 1 Điều này (đồng);
g: Nhà máy điện có
hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
G: Tổng số nhà máy
điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
TCm2(l,g,M):
Khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện
l trong chu kỳ thanh toán M từ nhà máy điện g được xác định tại Khoản 2 Điều này
(đồng).
Điều
93. Tính toán khoản thanh toán sai khác theo hợp đồng mua bán điện của đơn vị
mua buôn điện
Bên bán điện có trách
nhiệm tính toán khoản thanh toán sai khác theo hợp đồng mua bán điện trong chu
kỳ thanh toán theo trình tự sau:
1.
Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Rc(i)
= [Pc
− FMP(i)] x Qc(i)
Trong đó:
Rc(i): Khoản thanh
toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Qc(i): Sản lượng hợp
đồng trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Pc: Giá hợp đồng mua
bán điện (đồng/kWh);
FMPi: Giá
thị trường toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i
(đồng/kWh).
2. Tính toán cho chu
kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
: Khoản thanh toán sai khác trong chu
kỳ thanh toán M (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch
thứ i của chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ
giao dịch của chu kỳ thanh toán;
Rc(i): Khoản thanh
toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Mục
3. THANH TOÁN DỊCH VỤ PHỤ TRỢ VÀ THANH TOÁN KHÁC
Điều
94. Thanh toán cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số
Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán cho đơn
vị phát điện cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số, bao gồm:
1. Đối với phần sản
lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện cung cấp dịch vụ điều chỉnh tần số
trong chu kỳ giao dịch: Tính toán thanh toán theo quy định tại Điều
88 và Điều 89 Thông tư này.
2. Khoản thanh toán
theo giá công suất CAN cho phần sản lượng tương ứng với phần công suất cung cấp
cho dịch vụ điều chỉnh tần số, cụ thể như sau:
Rđt(i)
= CAN(i) × Qđt(i)
Trong đó:
Rđt(i): Khoản
thanh toán theo giá công suất CAN cho phần sản lượng tương ứng với phần công
suất cung cấp cho dịch vụ điều chỉnh tần số trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
CAN(i): Giá công suất
thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qđt(i):
Sản lượng tương ứng với phần công suất cung cấp cho dịch vụ điều chỉnh tần số
của tổ máy trong chu kỳ giao dịch i đã quy đổi về vị trí đo đếm (kWh) và được
xác định theo công thức sau:
Qđt
= Min {[Qcb – Qmq], Qđtcb}
Qđtcb: Sản
lượng tương ứng với công suất dự phòng điều chỉnh tần số công bố cho ngày tới
của tổ máy được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qcb: Sản
lượng tương ứng với công suất công bố của tổ máy trong bản chào lập lịch của tổ
máy được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qmq: Sản
lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
Điều
95. Thanh toán cho dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ vận hành phải phát
để đảm bảo an ninh hệ thống điện, dịch vụ điều chỉnh điện áp và khởi động đen
Đơn vị cung cấp dịch
vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ
thống điện, dịch vụ điều chỉnh điện áp và khởi động đen được thanh toán theo
hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
Điều
96. Thanh toán cho nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày
Các khoản thanh cho
nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trực tiếp giao dịch trên
thị trường điện được tính toán như sau:
1.[35] Các khoản
thanh toán theo thị trường điện: Thực hiện theo các quy định tại Khoản
2 và Khoản 6 Điều 88 và Điều 89 Thông tư này.
2. Khoản thanh toán
theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác
a) Sản lượng hợp đồng
mua bán điện trong chu kỳ giao dịch của nhà máy điện này được tính toán theo
công thức sau:
Qc(i)
= Qhc(i)× α
Trong đó:
Qc(i): Sản lượng hợp
đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
α: Tỷ lệ sản lượng
điện năng thanh toán theo giá hợp đồng cho nhà máy thủy điện có hồ điều tiết
dưới 02 ngày do Cục Điều tiết điện lực quy định.
Qhc(i): Sản lượng
điện hiệu chỉnh trong chu kỳ giao dịch i (kWh) được xác định như sau:
- Trường hợp
Qdu(i)> 0, Qhc(i) = Qm(i) – Qdu(i);
- Trường hợp Qdu(i) ≤
0, Qhc(i) = Qm(i).
Qm(i): Sản lượng điện
năng tại vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qdu(i): Sản lượng
điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
b) Khoản thanh toán
theo hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện được tính toán căn cứ theo sản
lượng hợp đồng theo quy định tại Điểm a Khoản này và theo công thức quy định
tại Điều 90 Thông tư này.
Điều
97. Thanh toán khác đối với nhà máy điện ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt
Nam
1. Trường hợp sản
lượng đo đếm điện năng tháng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo quy
định tại Khoản 2 Điều 76 Thông tư này có sai khác so với
tổng điện năng đo đếm các ngày trong tháng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm
cung cấp theo quy định tại Khoản 1 Điều 76 Thông tư này, phần
điện năng chênh lệch được thanh toán theo quy định hợp đồng mua bán điện đã ký
giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị phát điện.
2. [36] Tổ
máy nhiệt điện bị buộc phải ngừng theo quy định tại Điểm d Khoản
3 Điều 60 Thông tư này hoặc phải ngừng một lò hơi để giảm công suất theo
quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều 60 Thông tư này được
thanh toán chi phí khởi động theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện giữa Tập
đoàn Điện lực Việt Nam và Đơn vị phát điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm xác nhận sự kiện này đối với tổ máy do Đơn vị
phát điện công bố để Đơn vị mua điện làm căn cứ thanh toán chi phí khởi động.
3. Trường hợp nhà máy
có tổ máy phát điện thí nghiệm thì tách toàn bộ nhà máy đó ra ngoài thị trường
điện trong các chu kỳ chạy thí nghiệm. Toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên
lưới trong các chu kỳ có thí nghiệm được thanh toán theo thỏa thuận tại hợp
đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam tương ứng với cấu hình tổ máy
và loại nhiên liệu sử dụng.
4. Trường hợp tổ máy
đã có kế hoạch ngừng máy được phê duyệt nhưng vẫn phải phát công suất theo yêu
cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ
thống điện, thì tách toàn bộ nhà máy đó ra ngoài thị trường điện trong khoảng
thời gian phát công suất theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện. Toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong khoảng thời gian
này được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
5. Trường hợp nhà máy
điện có tổ máy phát điện tách lưới phát độc lập theo yêu cầu của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy
điện trong các chu kỳ giao dịch có liên quan được thanh toán theo hợp đồng mua
bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
6. Trường hợp nhà máy
điện có tổ máy phát điện tách ra ngoài hệ thống điện quốc gia và đấu nối vào
lưới điện mua từ nước ngoài, căn cứ theo kết quả tính toán vận hành hệ thống
điện năm tới của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, việc tham
gia thị trường điện trong năm tới và thanh toán cho nhà máy điện này được quy
định như sau:
a) Nhà máy thủy điện
có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày có kế hoạch đấu nối vào lưới điện mua điện từ
nước ngoài thì tách toàn bộ nhà máy điện này tham gia gián tiếp thị trường điện
trong năm tới. Toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong năm tới được
thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Tập Đoàn Điện
lực Việt Nam;
b) Trừ trường hợp quy
định tại Điểm a Khoản này, trường hợp trong năm vận hành nhà máy điện có tổ máy
phát điện đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài, toàn bộ sản lượng phát
điện của nhà máy điện trong ngày giao dịch mà tổ máy có chu kỳ đấu nối vào lưới
điện mua điện từ nước ngoài được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua
bán điện đã ký với Tập Đoàn Điện lực Việt Nam.
7. [37] Trường
hợp tổ máy thủy điện phải phát công suất lớn hơn công suất công bố trong bản
chào giá lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới theo yêu cầu của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện vì lý do an ninh hệ thống, toàn bộ sản
lượng phát của nhà máy lên lưới trong khoảng thời gian này được thanh toán theo
quy định tại hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
8. Trường hợp nhà máy
điện có tổ máy phát điện tham gia thử nghiệm hệ thống AGC theo yêu cầu của Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thì tách toàn bộ nhà máy điện này
ra ngoài thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các
chu kỳ có thử nghiệm được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn
Điện lực Việt Nam. Trước ngày 01 tháng 12 năm N-1, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và công bố danh sách các tổ máy phát
điện dự kiến tham gia thử nghiệm hệ thống AGC trong năm N cho các thành viên
tham gia thị trường điện.
9. [38]Trường
hợp nhà máy tuabin khí vận hành chu trình đơn hoặc thiếu nhiên liệu chính phải
sử dụng một phần hoặc toàn bộ nhiên liệu phụ theo lệnh của Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện: Thực hiện thanh
toán theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ.
Điều
98. Thanh toán khác đối với nhà máy điện ký hợp đồng trực tiếp với đơn vị mua
buôn điện
1. Các khoản thanh
toán khác cho nhà máy điện ký hợp đồng trực tiếp với đơn vị mua buôn điện bao
gồm:
a) Phần sản lượng
chênh lệch giữa sản lượng đo đếm điện năng tháng do đơn vị quản lý số liệu đo
đếm cung cấp theo quy định tại Khoản 2 Điều 76 Thông tư này
với tổng sản lượng điện năng đo đếm các chu kỳ giao dịch trong tháng do đơn vị
quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo quy định tại Khoản 1 Điều
76 Thông tư này, được thanh toán theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện
đã ký giữa đơn vị mua buôn điện và đơn vị phát điện;
b) [39] Tổ
máy nhiệt điện bị buộc phải ngừng phát điện theo quy định tại Điểm
d Khoản 3 Điều 60 Thông tư này hoặc phải ngừng một lò hơi để giảm công suất
theo quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều 60 Thông tư này được
thanh toán chi phí khởi động theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện giữa Đơn
vị mua buôn điện và đơn vị phát điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm xác nhận sự kiện này đối với tổ máy do Đơn vị phát
điện công bố để Đơn vị mua điện làm căn cứ thanh toán chi phí khởi động;
c) Trường hợp nhà máy
có tổ máy phát điện thí nghiệm thì tách toàn bộ nhà máy đó ra ngoài thị trường
điện trong các chu kỳ chạy thí nghiệm. Toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên
lưới trong các chu kỳ có thí nghiệm được thanh toán theo thỏa thuận tại các hợp
đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện tương ứng với cấu hình tổ máy và
loại nhiên liệu sử dụng;
d) Trường hợp nhà máy
điện có tổ máy phát điện tham gia thử nghiệm hệ thống AGC theo yêu cầu của Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thì tách toàn bộ nhà máy điện này
ra ngoài thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các
chu kỳ có thử nghiệm được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua
buôn điện. Trước ngày 01 tháng 12 năm N-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lập và công bố danh sách các tổ máy phát điện dự
kiến tham gia thử nghiệm hệ thống AGC trong năm N cho các thành viên tham gia
thị trường điện;
e) Các khoản thuế,
phí thanh toán cho nhà máy điện có hợp đồng trực tiếp với các đơn vị mua buôn
điện trong chu kỳ thanh toán M (thuế tài nguyên nước, phí môi trường rừng, phí
bảo vệ môi trường đối với nước thải công nghiệp, tiền thuê đất, các khoản thuế
phí khác nếu có).
2. Các khoản thanh
toán khác quy định tại Khoản 1 Điều này được phân bổ cho các đơn vị mua buôn
điện theo tỷ trọng sản lượng điện năng giao nhận trong chu kỳ thanh toán do Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố và được xác định theo công
thức sau:
Trong đó:
L: Tổng số đơn vị mua
buôn điện;
Rkh(l,g,M):
Khoản thanh toán khác phân bổ cho đơn vị mua buôn điện l từ nhà máy điện g ký
hợp đồng mua bán điện trực tiếp trong chu kỳ thanh toán M được thỏa thuận tại
hợp đồng mua bán điện ký giữa hai bên (đồng);
Rkh(g,M):
Tổng các khoản thanh toán khác quy định tại Khoản 1 Điều này của các nhà máy
điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp với đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ
thanh toán M (đồng);
Q(l,M): Sản lượng
điện năng giao nhận của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M (kWh).
Điều
99. Thanh toán khi can thiệp thị trường điện
Trường hợp có phát
sinh tình huống can thiệp thị trường điện được quy định tại Điều
64 Thông tư này, đơn vị mua điện có trách nhiệm thanh toán cho đơn vị phát
điện có hợp đồng trực tiếp theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận sự kiện liên
quan để đơn vị phát điện có căn cứ hoàn chỉnh hồ sơ thanh toán gửi đơn vị mua
điện.
Điều
100. Thanh toán khi dừng thị trường điện
Trong thời gian dừng
thị trường điện, đơn vị mua điện có trách nhiệm thanh toán cho đơn vị phát điện
có hợp đồng trực tiếp theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận sự kiện liên quan
để đơn vị phát điện có căn cứ hoàn chỉnh hồ sơ thanh toán gửi đơn vị mua điện.
Mục
4. TRÌNH TỰ, THỦ TỤC THANH TOÁN
Điều
101. Số liệu phục vụ tính toán thanh toán thị trường điện
1. Trước 9h00 ngày
D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổng hợp
và cung cấp cho đơn vị mua điện và các đơn vị phát điện số liệu phục vụ việc
tính toán thanh toán cho từng nhà máy điện.
2. Trước 16h00 ngày
D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổng hợp
và cung cấp cho các đơn vị mua điện số liệu phục vụ việc tính toán thanh toán.
Điều
102. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho ngày giao dịch
1. Trước 16h00 ngày
D+4, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi
cho các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ cho ngày giao
dịch D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo mẫu quy định tại Phụ lục 3 Thông tư này.
2. Trước 16h00 ngày
D+5, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và gửi cho các đơn vị
mua điện bảng kê thanh toán thị trường điện giao ngay của ngày D qua trang
thông tin điện tử thị trường điện theo mẫu quy định tại Phụ lục 3 Thông tư này.
3. Trước 12h00 ngày
D+6, đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và đơn vị mua điện có trách nhiệm xác
nhận bảng kê thanh toán thị trường điện theo quy định trên trang thông tin điện
tử thị trường điện; thông báo lại cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện các sai sót trong bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ (nếu
có).
4. Trước 16h00 ngày
D+6, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi
cho đơn vị mua điện và các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện
hoàn chỉnh cho ngày D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo biểu mẫu
tại Phụ lục 3 Thông tư này. Đơn vị phát điện có
trách nhiệm phát hành bảng kê thanh toán ngày và đưa vào hồ sơ phục vụ công tác
thanh toán cho chu kỳ thanh toán.
Điều
103. 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 các ngày giao dịch trong chu kỳ thanh toán và kiểm tra, đối chiếu với biên
bản tổng hợp sản lượng điện năng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng
cung cấp.
2. Trong thời hạn 10
ngày làm việc tính từ ngày giao dịch cuối cùng của chu kỳ thanh toán, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố:
a) Biên bản chốt sản
lượng chênh lệch giữa tổng sản lượng trong từng chu kỳ giao dịch và sản lượng
chốt cho chu kỳ thanh toán;
b) Tổng sản lượng
điện năng giao nhận đầu nguồn của từng đơn vị mua buôn điện và tỷ trọng sản
lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện tính toán theo quy
định tại Khoản 2 Điều 98 Thông tư này.
3. Trong thời hạn 13
ngày làm việc tính từ ngày giao dịch cuối cùng của chu kỳ thanh toán, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và phát hành bảng
kê thanh toán thị trường điện của chu kỳ thanh toán cho đơn vị mua điện và đơn
vị phát điện.
4. Bảng kê thanh toán
thị trường điện cho chu kỳ thanh toán bao gồm bảng tổng hợp theo mẫu quy định
tại Phụ lục 4 Thông tư này và biên bản xác nhận chỉ
số công tơ và sản lượng điện năng.
5. Hình thức xác nhận
bảng kê thanh toán và sự kiện thị trường điện: Đơn vị phát điện trực tiếp giao
dịch, đơn vị mua điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có
trách nhiệm sử dụng chữ ký số để phục vụ công tác xác nhận, phát hành bảng kê
thanh toán thị trường điện và xác nhận các sự kiện thị trường điện. Trong
trường hợp chữ ký số bị sự cố, đơn vị mua điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận, phát hành bảng kê thanh toán thị
trường điện và xác nhận các sự kiện thị trường điện trực tiếp và xác nhận lại
sau khi sự cố được khắc phục.
Điều
104. Hồ sơ thanh toán
1. Đơn vị phát điện
trực tiếp giao dịch lập và gửi chứng từ thanh toán thị trường điện cho đơn vị
mua điện căn cứ trên bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán.
2. Đơn vị phát điện
lập và gửi chứng từ thanh toán hợp đồng cho đơn vị mua điện theo thỏa thuận
trong hợp đồng mua bán điện đã ký giữa đơn vị mua điện và đơn vị phát điện.
3. Đơn vị phát điện
trực tiếp giao dịch lập và gửi hóa đơn thanh toán cho đơn vị mua điện theo thỏa
thuận tại Hợp đồng mua bán điện. Hóa đơn thanh toán bao gồm các khoản thanh
toán thị trường điện và thanh toán hợp đồng trong chu kỳ thanh toán.
Điều
105. Hồ sơ thanh toán cho hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ
Đơn vị phát điện có
trách nhiệm lập hồ sơ thanh toán dịch vụ phụ trợ theo hợp đồng cung cấp dịch vụ
phụ trợ.
Điều
106. Hiệu chỉnh hóa đơn
1. Trong trường hợp
hóa đơn có sai sót, đơn vị phát điện hoặc đơn vị mua điện có quyền đề nghị xử
lý theo các quy định có liên quan trong thời hạn 01 tháng tính từ ngày phát
hành. Các bên liên quan có trách nhiệm phối hợp xác định và thống nhất các khoản
thanh toán hiệu chỉnh.
2. Đơn vị phát điện
có trách nhiệm bổ sung khoản thanh toán hiệu chỉnh vào hóa đơn của chu kỳ thanh
toán tiếp theo.
Điều
107. Thanh toán
1. Đơn vị mua điện có
trách nhiệm thực hiện thanh toán theo hoá đơn của đơn vị phát điện, thời hạn
thanh toán căn cứ theo quy định tại hợp đồng mua bán điện ký kết giữa hai bên.
2. Đơn vị phát điện
và đơn vị mua điện có trách nhiệm thống nhất phương thức thanh toán trong thị
trường điện phù hợp với quy định tại Thông tư này và các quy định có liên quan.
3. Đến ngày 20 hàng
tháng, trường hợp đơn vị phát điện chưa nhận được Bảng kê thanh toán thị trường
điện mà nguyên nhân không phải từ đơn vị phát điện, đơn vị phát điện có quyền
lập, gửi hồ sơ tạm và hóa đơn thanh toán căn cứ theo sản lượng điện phát và giá
điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký. Sau khi bảng kê thanh toán thị trường
điện được phát hành, phần chênh lệch giữa giá trị tạm thanh toán và giá trị
quyết toán được bù trừ vào tháng kế tiếp.
4. Trường hợp bên mua
điện chậm thanh toán khi đến hạn thanh toán, áp dụng tính lãi cho khoản tiền
điện chậm trả theo mức lãi suất do hai bên thỏa thuận trong hợp đồng mua bán
điện đã ký kết.
Điều
108. 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 thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện hoặc hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ
trợ đã ký kết.
Điều
109. Thanh toán hợp đồng mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị
mua buôn điện
Thanh toán hợp đồng
mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị mua buôn bao gồm:
1. Khoản thanh toán
thị trường điện giao ngay giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam với đơn vị mua buôn
điện đối với các nhà máy điện phân bổ hợp đồng được quy định tại Khoản 1 Điều 92 Thông tư này.
2. Khoản thanh toán
sai khác theo hợp đồng mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam với đơn vị
mua buôn điện đối với các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng tính toán theo quy
định tại Điều 93 Thông tư này.
3.[40] Khoản
thanh toán theo giá bán buôn điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho Đơn vị mua
buôn điện đối với phần sản lượng giao nhận đầu nguồn còn lại sau khi đã trừ phần
sản lượng thanh toán theo quy định tại Điều 91, Điểm c Điểm d Khoản
1 Điều 98, Điều 99 và Điều 100 Thông tư này.
4. Các khoản thanh
toán khác theo thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện.
Chương
IX
HỆ
THỐNG CÔNG NGHỆ THÔNG TIN PHỤC VỤ VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều
110. Phần mềm cho hoạt động của thị trường điện
1. Các phần mềm cho
hoạt động của thị trường điện bao gồm:
a) Phần mềm mô phỏng
thị trường;
b) Phần mềm tính toán
giá trị nước;
c) Phần mềm lập lịch
huy động và điều độ;
d) Phần mềm phục vụ
tính toán thanh toán;
đ) Các phần mềm khác
phục vụ hoạt động thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phát triển và vận hành các phần
mềm phục vụ thị trường điện.
Điều
111. 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
112. 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
113. 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.
Điều
114. 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, trao đổi và bảo mật thông tin thị trường điện.
2. Hệ thống cơ sở dữ
liệu và lưu trữ.
3. Cổng thông tin
điện tử phục vụ thị trường điện, bao gồm cả trang thông tin điện tử nội bộ và
trang thông tin điện tử công cộng.
Điều
115. 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 quản lý và vận hành Hệ thống thông
tin thị trường điện.
2. Các thành viên
tham gia thị trường điện có trách nhiệm đầu tư các trang thiết bị trong phạm vi
quản lý đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện quy định, đảm bảo việc kết nối với Hệ thống thông tin thị trường
điện.
3. Đơn vị quản lý số
liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm phát triển, quản lý và vận hành mạng đường
truyền kết nối giữa Hệ thống thông tin thị trường điện của Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện với các thiết bị của các thành viên tham gia thị
trường điện.
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện chỉ được vận hành hoặc thay đổi Hệ thống thông
tin thị trường điện hiện có sau khi đã nghiệm thu hoàn chỉnh và được Cục Điều
tiết điện lực thông qua.
5. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm trang bị thiết bị dự phòng cho hệ
thống thông tin thị trường điện để đảm bảo có thể thu thập, truyền và công bố
thông tin thị trường trong trường hợp Hệ thống thông tin thị trường điện chính
bị sự cố hoặc không thể vận hành.
6. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xây dựng, quản lý hệ thống bảo mật
thông tin đảm bảo an toàn, bảo mật các thông tin thị trường điện.
Điều
116. Cung cấp và công bố thông tin thị trường điện
1. Đơn vị phát điện,
đơn vị mua buôn điện, Đơn vị truyền tải điện, đơn vị phân phối điện và đơn vị
quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện các thông tin, số liệu phục vụ tính toán phân bổ
sản lượng hợp đồng, dự báo phụ tải năm, lập kế hoạch vận hành, lập lịch huy
động và tính toán thanh toán theo quy định tại Thông tư này qua cổng thông tin
điện tử của Hệ thống thông tin thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp và công bố thông tin, số
liệu và các báo cáo vận hành thị trường điện cho các thành viên tham gia thị
trường điện theo quy định tại Thông tư này qua cổng thông tin điện tử của Hệ
thống thông tin thị trường điện.
3. Mức độ phân quyền
truy cập thông tin được xác định theo chức năng của các đơn vị và được quy định
tại Quy trình quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị
trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
4. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố công khai trên trang thông
tin điện tử công cộng các thông tin sau:
a) Thông tin về các
thành viên tham gia thị trường điện;
b) Dữ liệu về phụ tải
hệ thống;
c) Số liệu thống kê
về giá thị trường;
d) Các thông tin khác
được quy định trong Quy trình quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều
hành thị trường điện và công bố thông tin thị trường điện do Cục Điều tiết điện
lực ban hành.
Điều
117. 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
118. 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
119. 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 118 Thông tư này.
Điều
120. 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.
Chương
X
GIÁM
SÁT VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều
121. Trách nhiệm thực hiện giám sát thị trường điện
1. Cục Điều tiết điện
lực có trách nhiệm thực hiện giám sát thường xuyên, định kỳ công tác vận hành
thị trường điện thông qua tổng hợp, đánh giá kết quả vận hành căn cứ trên các
dữ liệu thu thập và kiểm tra thực tế tại các đơn vị thành viên thị trường điện.
Nội dung giám sát thị trường điện bao gồm:
a) Kết quả vận hành
thị trường điện;
b) Đánh giá tuân thủ
quy định thị trường điện của các đơn vị thành viên tham gia thị trường điện.
2. Đơn vị thành viên
thị trường điện có trách nhiệm phối hợp với Cục Điều tiết điện lực trong giám
sát thị trường điện; phát hiện và báo cáo Cục Điều tiết điện lực các vấn đề
phát sinh, các hành vi có dấu hiệu vi phạm trong quá trình vận hành thị trường
điện.
Điều
122. 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 công bố thông tin vận hành
thị trường điện theo quy định tại Quy trình quản lý, vận hành hệ thống thông
tin thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành, cụ thể như sau:
1. Trước 15h00 hàng ngày,
công bố báo cáo vận hành thị trường điện ngày hôm trước.
2. Trước 16h00 thứ Ba
hàng tuần, công bố báo cáo vận hành thị trường điện tuần trước.
3. Trước ngày 20 hàng
tháng, công bố báo cáo vận hành thị trường điện tháng trước.
4. Trước ngày 31
tháng 01 hàng năm, công bố báo cáo vận hành thị trường điện năm trước.
Điều
123. Cung cấp dữ liệu phục vụ giám sát vận hành thị trường điện
1. Cung cấp dữ liệu
phục vụ giám sát vận hành thị trường điện
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp cho Cục Điều tiết điện
lực các thông tin, dữ liệu về vận hành thị trường điện, bao gồm:
- Các số liệu, kết
quả tính toán kế hoạch vận hành thị trường điện năm, tháng, tuần;
- Các số liệu, kết
quả vận hành thị trường điện ngày tới, giờ tới, thời gian thực và tính toán
thanh toán;
- Các thông tin, số
liệu cần thiết khác theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực để giám sát thị
trường điện.
b) Đơn vị thành viên
thị trường điện có trách nhiệm cung cấp các thông tin, số liệu liên quan đến
hoạt động của đơn vị đó trên thị trường điện theo yêu cầu của Cục Điều tiết
điện lực để giám sát thị trường điện.
2. Phương thức cung
cấp số liệu
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp thông tin cho Cục Điều
tiết điện lực theo các phương thức sau:
- Tự động đồng bộ hóa
trực tuyến giữa Cơ sở dữ liệu thị trường điện tại Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện với Cơ sở dữ liệu giám sát thị trường điện tại Cục Điều tiết
điện lực. Danh mục các thông tin, dữ liệu thị trường điện đồng bộ hóa do Cục Điều
tiết điện lực quy định;
- Trường hợp chưa áp
dụng được phương thức cung cấp dữ liệu theo quy định tại Điểm a Khoản này, Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và gửi các file số liệu thị
trường điện theo định dạng, biểu mẫu và theo thời gian biểu do Cục Điều tiết
điện lực quy định.
b) Đơn vị thành viên
thị trường điện cung cấp thông tin, dữ liệu dưới dạng văn bản hoặc file số liệu
theo biểu mẫu khi Cục Điều tiết điện lực yêu cầu.
3. Đảm bảo chất lượng
dữ liệu
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm đảm bảo chất lượng dữ liệu cung
cấp cho Cục Điều tiết điện lực bao gồm các báo cáo hàng ngày, báo cáo hàng tuần
và nội dung của cơ sở dữ liệu thị trường điện;
b) Đơn vị thành viên
thị trường điện có trách nhiệm đảm bảo chất lượng dữ liệu cung cấp cho Cục Điều
tiết điện lực phục vụ điều tra và có xác nhận đảm bảo chính xác của đơn vị cấp
dữ liệu.
Điều
124. Chế độ báo cáo vận hành thị trường điện[41]
1. Chế độ báo cáo vận
hành thị trường điện hàng tháng của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện
a) Tên báo cáo: Báo
cáo vận hành thị trường điện tháng M;
b) Nội dung báo cáo:
Theo quy định tại Phụ lục 6 Thông tư này;
c) Đối tượng báo cáo:
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
d) Cơ quan nhận báo
cáo: Cục Điều tiết điện lực;
đ) Phương thức gửi
báo cáo: Gửi qua hệ thống thư điện tử;
e) Thời hạn gửi báo
cáo: Trước ngày 20 tháng M+1 gửi báo cáo về vận hành thị trường điện tháng M;
g) Tần suất gửi báo
cáo: Hàng tháng.
2. Chế độ báo cáo vận
hành thị trường điện năm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
a) Tên báo cáo: Báo
cáo vận hành thị trường điện năm N;
b) Nội dung báo cáo:
Theo quy định tại Phụ lục 6 Thông tư này;
c) Đối tượng báo cáo:
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
d) Cơ quan nhận báo
cáo: Cục Điều tiết điện lực;
đ) Phương thức gửi
báo cáo: Báo cáo được gửi đến cơ quan nhận báo cáo bằng một trong các phương
thức sau:
- Gửi qua hệ thống
thư điện tử;
- Gửi qua dịch vụ bưu
chính.
e) Thời hạn gửi báo
cáo: Trước ngày 01 tháng 3 năm N+1 gửi báo cáo về vận hành thị trường điện năm
N.
g) Tần suất gửi báo
cáo: Hàng năm.
3. Chế độ báo cáo vận
hành thị trường điện năm của Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch
a) Tên báo cáo: Báo
cáo vận hành thị trường điện năm N;
b) Nội dung báo cáo:
Theo quy định tại Phụ lục 6 Thông tư này;
c) Đối tượng báo cáo:
Các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch;
d) Cơ quan nhận báo
cáo: Cục Điều tiết điện lực;
đ) Phương thức gửi
báo cáo: Báo cáo được gửi đến cơ quan nhận báo cáo bằng một trong các phương
thức sau:
- Gửi qua hệ thống
thư điện tử;
- Gửi qua dịch vụ bưu
chính.
e) Thời hạn gửi báo
cáo: Trước ngày 01 tháng 3 năm N+1 gửi báo cáo về vận hành thị trường điện năm
N;
g) Tần suất gửi báo
cáo: Hàng năm.
4. Chế độ báo cáo vận
hành thị trường điện năm của Đơn vị mua điện
a) Tên báo cáo: Báo
cáo vận hành thị trường điện năm N;
b) Nội dung báo cáo:
Theo quy định tại Phụ lục 6 Thông tư này;
c) Đối tượng báo cáo:
Các đơn vị mua điện tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh;
d) Cơ quan nhận báo
cáo: Cục Điều tiết điện lực;
đ) Phương thức gửi
báo cáo: Báo cáo được gửi đến cơ quan nhận báo cáo bằng một trong các phương
thức sau:
- Gửi qua hệ thống
thư điện tử;
- Gửi qua dịch vụ bưu
chính.
e) Thời hạn gửi báo
cáo: Trước ngày 01 tháng 3 năm N+1 gửi báo cáo về vận hành thị trường điện năm
N;
g) Tần suất gửi báo
cáo: Hàng năm.
5. Báo cáo đột xuất
a) Báo cáo đột xuất
khi phát sinh can thiệp thị trường điện
- Tên báo cáo: Báo
cáo về tình hình can thiệp thị trường điện.
- Nội dung báo cáo
phát sinh can thiệp thị trường điện: Báo cáo chi tiết về sự kiện can thiệp thị
trường điện (thời gian, nguyên nhân phát sinh, các biện pháp can thiệp, đánh
giá ảnh hưởng…);
- Đối tượng báo cáo:
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
- Cơ quan nhận báo cáo:
Cục Điều tiết điện lực;
- Phương thức gửi báo
cáo: Gửi qua hệ thống thư điện tử;
- Thời hạn gửi báo
cáo: 24 giờ kể từ thời điểm can thiệp thị trường điện.
b) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện, Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện có trách
nhiệm báo cáo đột xuất về vận hành thị trường điện theo yêu cầu của Cục Điều
tiết điện lực.
Điều
125. Kiểm toán số liệu và tuân thủ 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 tuân thủ thị trường điện
của năm trước. Nội dung kiểm toán hàng năm bao gồm:
a) Kiểm toán số liệu,
quá trình thực hiện tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện trong thị trường điện, bao gồm:
a) Số liệu cho tính
toán trong thị trường điện;
b) Các bước thực hiện
tính toán;
c) Kết quả tính toán.
d) Tuân thủ của Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đối với các trình tự quy định tại Thông
tư này.
2. Kiểm toán đột xuất
Cục Điều tiết điện
lực có quyền yêu cầu Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tổ chức
thực hiện kiểm toán đột xuất theo các nội dung và phạm vi kiểm toán cụ thể
trong các trường hợp sau:
a) Khi phát hiện dấu
hiệu bất thường trong vận hành thị trường điện;
b) Theo đề nghị bằng
văn bản của thành viên tham gia thị trường điện trong đó nêu rõ nội dung và lý
do hợp lý để yêu cầu kiểm toán đột xuất.
3. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm đề xuất đơn vị kiểm toán độc lập
đủ năng lực thực hiện các nội dung kiểm toán thị trường điện trình Cục Điều
tiết điện lực thông qua.
4. Đơn vị thành viên
tham gia thị trường điện có trách nhiệm hợp tác trong quá trình thực hiện kiểm
toán thị trường điện.
5. Chi phí kiểm toán
a) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện chi trả trong các trường hợp kiểm toán quy định
tại Khoản 1 và Điểm a Khoản 2 Điều này;
b) Đơn vị đề nghị
kiểm toán chi trả trong trường hợp kiểm toán quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều này.
6. Trong thời hạn 10
ngày tính từ ngày nhận được báo cáo kiểm toán do đơn vị kiểm toán gửi, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi báo cáo kiểm toán
cho Cục Điều tiết điện lực và các đơn vị liên quan.
Chương
XI
GIẢI
QUYẾT TRANH CHẤP VÀ XỬ LÝ VI PHẠM
Điều
126. Giải quyết tranh chấp trong thị trường điện
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.
Điều
127. 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
128. Xác minh hành vi vi phạm
1. Trong thời hạn 05
ngày tính từ ngày tiếp nhận vụ việc về hành vi có dấu hiệu phạm, Cục Điều tiết
điện lực có trách nhiệm thụ lý vụ việc. Trường hợp không thụ lý thì phải thông
báo bằng văn bản cho tổ chức, cá nhân trình báo.
2. Sau khi thụ lý vụ
việc, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xác minh hành vi có dấu hiệu vi
phạm. Trong quá trình xác minh hành vi vi phạm, Cục Điều tiết điện lực có
quyền:
a) Yêu cầu đơn vị có
dấu hiệu vi phạm, các đơn vị liên quan cung cấp thông tin, tài liệu cần thiết
phục vụ cho xác minh;
b) Yêu cầu đơn vị có
dấu hiệu vi phạm giải trình;
c) Trưng cầu giám
định, lấy ý kiến chuyên gia hoặc ý kiến của cơ quan, đơn vị có liên quan;
d) Triệu tập đơn vị
có dấu hiệu vi phạm, các đơn vị bị ảnh hưởng do hành vi vi phạm để lấy ý kiến về
hướng giải quyết và khắc phục hành vi vi phạm.
3. Trong quá trình
xác minh, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm giữ bí mật các thông tin, tài
liệu được cung cấp theo quy định về bảo mật thông tin quy định tại Thông tư này
và các quy định pháp luật khác liên quan đến bảo mật thông tin.
Điều
129. Lập Biên bản vi phạm hành chính
1. Trong thời hạn 60
ngày làm việc tính từ ngày tiến hành xác minh, Cục Điều tiết điện lực có trách
nhiệm kết thúc xác minh và lập Biên bản vi phạm hành chính đối với hành vi vi
phạm quy định vận hành thị trường điện. Trường hợp vụ việc có nhiều tình tiết
phức tạp, thời hạn xác minh có thể kéo dài nhưng không quá 30 ngày làm việc
tính từ ngày hết hạn xác minh.
2. Biên bản vi phạm
hành chính được lập theo quy định về xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực
điện lực.
3. Trường hợp kết quả
xác minh cho thấy hành vi bị trình báo không vi phạm quy định vận hành thị
trường điện, Cục Điều tiết điện lực dừng xác minh, thông báo cho tổ chức, cá
nhân trình báo và cho tổ chức, cá nhân bị xác minh.
Điều
130. 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 Nghị định số 134/2013/NĐ-CP ngày 17 tháng 10 năm 2013 quy
định về xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực, an toàn đập thủy
điện, sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả (viết tắt là Nghị định số
134/2013/NĐ-CP).
2. Đơn vị phát điện
sở hữu nhà máy điện có hành vi vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực ngoài
việc bị xử phạt vi phạm hành chính theo quy định tại Nghị định số
134/2013/NĐ-CP còn bị đình chỉ tham gia thị trường điện, cụ thể như sau:
a) Nhà máy điện bị
đình chỉ tham gia thị trường điện khi có một trong các hành vi vi phạm sau đây:
- Không cung cấp
thông tin hoặc cung cấp thông tin không chính xác cho việc lập kế hoạch vận
hành thị trường điện và lịch huy động các tổ máy trong hệ thống điện;
- Không cung cấp
thông tin hoặc cung cấp thông tin không chính xác cho việc giải quyết tranh
chấp và xử lý vi phạm trên thị trường điện cạnh tranh theo quy định của pháp
luật;
- Thỏa thuận trực
tiếp hoặc gián tiếp với các đơn vị khác trong việc hạn chế hoặc kiểm soát công
suất chào bán trên thị trường nhằm tăng giá điện năng thị trường điện giao ngay
và làm ảnh hưởng đến an ninh cung cấp điện;
- Thỏa thuận với các
đơn vị phát điện khác trong việc chào giá để được lập lịch huy động;
- Thỏa thuận với Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong việc chào giá để được lập
lịch huy động không đúng quy định;
- Các hành vi vi phạm
khác gây hậu quả nghiêm trọng về đảm bảo an ninh cung cấp điện hoặc về tài
chính cho các đơn vị khác trong thị trường điện.
b) Trong thời gian
nhà máy điện bị đình chỉ tham gia thị trường điện:
- Nhà máy điện không
được chào giá trên thị trường điện, nhưng phải tuân thủ các quy định khác áp
dụng cho các nhà máy không tham gia thị trường điện;
- Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch và công bố biểu đồ huy
động công suất cho nhà máy điện bị đình chỉ tham gia thị trường điện theo quy
định tại Điểm a, Điểm b và Điểm c Khoản 1 Điều 11 Thông tư này.
3. Nhà máy điện bị
đình chỉ tham gia thị trường điện được khôi phục tham gia thị trường điện khi
đã hoàn thành các nghĩa vụ quy định trong Quyết định đình chỉ tham gia thị
trường điện. Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện này có trách nhiệm gửi tài
liệu chứng minh việc hoàn thành các nghĩa vụ quy định trong Quyết định đình chỉ
tham gia thị trường điện về Cục Điều tiết điện lực để xem xét khôi phục tham
gia thị trường điện cho nhà máy điện.
Chương
XII
TỔ
CHỨC THỰC HIỆN
Điều
131. Trách nhiệm của Cục Điều tiết điện lực
1. Phổ biến, kiểm tra
và giám sát việc thực hiện Thông tư này.
2. Ban hành các quy
trình hướng dẫn thực hiện Thông tư này.
3. Ban hành hoặc
trình Lãnh đạo Bộ ban hành văn bản hướng dẫn thực hiện chuyển đổi từ thị trường
phát điện cạnh tranh sang thị trường bán buôn điện cạnh tranh, thực hiện hợp
đồng mua bán điện mẫu đối với hợp đồng mua bán điện đã ký kết hoặc đang trong
quá trình thực hiện đàm phán trước ngày Thông tư này có hiệu lực thi hành.
4. Ban hành hoặc
trình Lãnh đạo Bộ ban hành văn bản hướng dẫn các nội dung mới phát sinh, vướng
mắc trong quá trình thực hiện, hướng dẫn về việc tham gia thị trường điện của
các nguồn điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện.
Điều
132. Trách nhiệm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam
1. Trong thời hạn 30
ngày tính từ ngày ban hành Thông tư này, chỉ đạo Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện và các đơn vị có liên quan xây dựng và trình Cục Điều tiết
điện lực ban hành các quy trình hướng dẫn thực hiện các nội dung sau:
a) Lập kế hoạch vận
hành thị trường điện;
b) Lập lịch huy động
và vận hành thời gian thực;
c) Tính toán thanh
toán trong thị trường điện;
d) Quản lý, vận hành
hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện;
đ) Phối hợp đối soát
số liệu thanh toán giữa Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, đơn
vị phát điện và đơn vị mua điện.
2. [42] (được
bãi bỏ).
3. [43] (được
bãi bỏ).
Điều
132a. Trách nhiệm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện [44]
1. 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.
2. Thực hiện kiểm tra
và công nhận các chức danh tham gia công tác vận hành thị trường điện của đơn
vị đáp ứng yêu cầu vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh theo các quy
định có liên quan.
3. Hướng dẫn các đơn
vị thành viên thị trường điện về trình tự, thủ tục đăng ký tham gia thị trường
điện theo quy định tại Thông tư này và nâng cấp Trang thông tin điện tử thị
trường điện để các đơn vị phát điện nộp hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện
theo hình thức trực tuyến.
Điều
133. Trách nhiệm của các đơn vị liên quan
1. Đơn vị tham gia
thị trường điện có trách nhiệm hoàn thiện các trang thiết bị thông tin phù hợp
với Hệ thống thông tin thị trường điện theo quy định tại Thông tư này.
2. Đơn vị phát điện
tham gia thị trường điện có trách nhiệm ký hợp đồng mua bán điện theo mẫu do Bộ
Công Thương ban hành áp dụng cho thị trường điện.
3. [45] (được
bãi bỏ)
Điều
134.
[46](được bãi bỏ)
Điều
135. Hiệu lực thi hành [47]
1. Thông tư này có
hiệu lực thi hành từ ngày 01 tháng 01 năm 2019.
2. Bãi bỏ Thông tư số
27/2009/TT-BCT ngày 25 tháng 9 năm 2009 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định
đo đếm điện năng trong thị trường phát điện cạnh tranh.
3. Bãi bỏ Thông tư số
18/2012/TT-BCT ngày 29 tháng 6 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định
giám sát thị trường phát điện cạnh tranh.
4. Bãi bỏ Thông tư số
28/2018/TT-BCT ngày 27 tháng 9 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định
vận hành thị trường phát điện cạnh tranh.
5. Trong quá trình
thực hiện, nếu phát sinh vướng mắc, tổ chức, cá nhân có trách nhiệm phản ánh về
Bộ Công Thương để bổ sung, sửa đổi cho phù hợp./.
|
Nơi nhận:
-
Văn phòng Chính phủ (để đăng Công báo);
- Trang thông tin điện tử Bộ Công Thương;
- Bộ Tư pháp (để theo dõi);
- Cơ sở dữ liệu quốc gia về VBPL;
- Vụ Pháp chế;
- Lưu: VT, ĐTĐL.
|
XÁC THỰC VĂN BẢN HỢP
NHẤT
KT. BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG
Trương Thanh Hoài
|