|
BỘ CÔNG THƯƠNG
-------
|
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số: 45/2018/TT-BCT
|
Hà Nội, ngày 15 tháng 11 năm 2018
|
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
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.
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, hóa 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. Dịch vụ
phụ trợ là các dịch vụ điều tần, dự phòng quay, dự phòng khởi động nhanh,
vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện, điều chỉnh điện áp và khởi
động đen.
14. 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 thỏa thuận căn cứ theo
khung giá phát điện cho nhà máy điện chuẩn do Bộ Công Thương ban hành. Nhà máy
điện mới tốt nhất được lựa chọn hàng năm để sử dụng trong tính toán giá công
suất thị trường.
52. Nhà máy thủy điện chiến lược
đa mục tiêu là nhà máy thủy điện trong danh mục nhà máy điện lớn có ý nghĩa
đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh do Thủ tướng Chính
phủ phê duyệt và danh mục nhà máy điện phối hợp vận hành với nhà máy điện lớn
có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh do Bộ
Công Thương phê duyệt.
53. Nhà máy điện được phân bổ
hợp đồng là nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực
Việt Nam và được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện theo quy định tại Khoản 2 Điều 40 Thông tư này.
54. Nhóm nhà máy thủy điện bậc
thang là tập hợp các nhà máy thủy điện, trong đó lượng nước xả từ hồ chứa
của nhà máy thủy điện bậc thang trên chiếm toàn bộ hoặc phần lớn lượng nước về
hồ chứa nhà máy thủy điện bậc thang dưới và giữa hai nhà máy điện này không có
hồ chứa điều tiết nước lớn hơn 01 tuần.
55. Nút giao dịch là vị trí
được sử dụng để xác định sản lượng điện năng giao nhận cho các giao dịch mua
bán điện trên thị trường điện giao ngay trong thị trường điện.
56. Phần mềm lập lịch huy động
là hệ thống phần mềm được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử
dụng để lập lịch huy động ngày tới và chu kỳ giao dịch tới cho các tổ máy phát
điện trong thị trường điện.
57. Phụ tải hệ thống là tổng
sản lượng điện năng của toàn hệ thống điện tính quy đổi về đầu cực các tổ máy
phát điện và sản lượng điện năng nhập khẩu trong một chu kỳ giao dịch trừ đi
sản lượng của các nhà máy phát điện có tổng công suất đặt nhỏ hơn hoặc bằng
30MW không tham gia thị trường điện và sản lượng của các nhà máy thủy điện bậc
thang trên cùng một dòng sông thuộc một đơn vị phát điện có tổng công suất đặt
nhỏ hơn hoặc bằng 60MW (đáp ứng điều kiện áp dụng quy định về biểu giá chi phí
tránh được do Bộ Công Thương ban hành).
58. Sản lượng kế hoạch năm
là sản lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động trong năm tới.
59. Sản lượng kế hoạch tháng
là sản lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động các tháng trong
năm.
60. Suất hao nhiệt là lượng
nhiệt năng tiêu hao của tổ máy hoặc nhà máy điện để sản xuất ra một đơn vị điện
năng.
61. Thanh toán phát ràng buộc
là khoản thanh toán mà đơn vị phát điện được nhận cho lượng điện năng phát tăng
thêm.
62. Tháng M là tháng hiện
tại vận hành thị trường điện, được tính theo tháng dương lịch.
63. Thị trường điện giao ngay
là thị trường thực hiện lập lịch huy động, tính toán giá thị trường theo bản
chào và thanh toán theo từng chu kỳ giao dịch trong ngày cho các giao dịch mua
bán điện năng giữa các đơn vị phát điện và các đơn vị mua điện.
64. Thiếu công suất là tình
huống khi tổng công suất công bố của tất cả các đơn vị phát điện nhỏ hơn nhu
cầu phụ tải hệ thống dự báo trong một chu kỳ giao dịch.
65. Thông tin bảo mật là các
thông tin mật theo quy định của pháp luật hoặc theo thỏa thuận giữa các bên.
66. Thông tin thị trường là
toàn bộ dữ liệu và thông tin liên quan đến các hoạt động của thị trường điện.
67. Thời điểm chấm dứt chào giá
là thời điểm mà sau đó các đơn vị phát điện không được phép thay đổi bản chào
giá ngày tới, trừ các trường hợp được quy định tại Điều 47 trong
Thông tư này. Trong thị trường điện, thời điểm chấm dứt chào giá cho ngày D
là 11h30 của ngày D-1.
68. Thứ tự huy động là kết
quả sắp xếp các dải công suất trong bản chào theo nguyên tắc về giá từ thấp đến
cao có xét đến các ràng buộc của hệ thống điện.
69. Thừa công suất là tình
huống khi tổng lượng công suất được chào ở mức giá sàn của các đơn vị phát điện
trực tiếp giao dịch và công suất dự kiến huy động của các nhà máy điện thuộc
các đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện công bố tại một miền hoặc cả hệ thống điện trong chu kỳ giao
dịch lớn hơn phụ tải miền hoặc phụ tải hệ thống dự báo.
70. Tổng số giờ tính toán hệ số
tải năm là tổng số giờ của cả năm N đối với các tổ máy đã vào vận hành
thương mại từ năm N-1 trở về trước hoặc là tổng số giờ tính từ thời điểm vận
hành thương mại của tổ máy đến hết năm đối với các tổ máy đưa vào vận hành
thương mại trong năm N, trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế hoạch đã
được phê duyệt trong năm N.
71. Tổng số giờ tính toán hệ số
tải tháng là tổng số giờ của tháng M đối với các tổ máy đã vào vận hành
thương mại từ tháng M-1 trở về trước hoặc là tổng số giờ tính từ thời điểm vận
hành thương mại của tổ máy đến hết tháng đối với các tổ máy đưa vào vận hành
trong tháng M, trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế hoạch đã được phê
duyệt trong tháng M.
72. Tổ máy khởi động chậm là
tổ máy phát điện không có khả năng khởi động và hòa lưới trong thời gian nhỏ
hơn 30 phút.
73. Tuần T là tuần hiện tại
vận hành thị trường điện.
74. Vị trí đo đếm là vị trí
đặt hệ thống đo đếm điện năng để xác định sản lượng điện năng giao nhận phục vụ
thanh toán thị trường điện 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. Hồ sơ
đăng ký tham gia thị trường điện
1. Đối với đơn vị phát điện
a) Trước 07 ngày làm việc tính từ
thời điểm chậm nhất phải tham gia thị trường điện theo quy định tại Điều 6 Thông tư này, đơn vị phát điện có trách nhiệm hoàn thiện
và nộp 01 bộ hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện đối với 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;
b) Hồ sơ đăng ký tham gia thị
trường điện đối với đơn vị phát điện bao gồm:
- Bản đăng ký tham gia thị trường
điện, trong đó ghi rõ tên, địa chỉ của đơn vị phát điện, nhà máy điện, chủ thể
chào giá trên thị trường điện và ngày dự kiến chào giá trên thị trường điện;
- Bản sao Giấy phép hoạt động điện
lực trong lĩnh vực phát điện;
- Biên bản nghiệm thu đưa vào vận
hành các hệ thống theo quy định tại Khoản 5 Điều 4 Thông tư này;
- Bản sao hợp đồng mua bán điện và
văn bản công nhận ngày vận hành thương mại của nhà máy điện;
- Bản sao biên bản thỏa thuận thống
nhất đơn vị chào giá thay 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).
2. Đối với đơn vị mua buôn điện
a) Trước 07 ngày làm việc tính từ
thời điểm 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 hoàn thiện và nộp 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;
b) Hồ sơ đăng ký tham gia thị
trường điện đối với đơn vị mua buôn điện bao gồm:
- Bản đăng ký tham gia thị trường
điện, trong đó ghi rõ tên, địa chỉ của đơn vị mua buôn điện và ngày dự kiến
tham gia thị trường điện;
- Bản sao Giấy phép hoạt động điện
lực;
- Văn bản về danh sách các vị trí
đo đếm và phương thức giao nhận điện năng tại các vị trí đo đếm ranh giới của
đơn vị;
- Biên bản 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.
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 Điều 7 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 thủy điện
a) Giá trần bản chào của tổ máy
thủy điện được quy định tại Điều 43 Thông tư này;
b) Giá sàn bản chào của tổ máy thủy
điện là 0 đồng/kWh.
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
1. Đối với nhà máy điện ký hợp đồng
với Tập đoàn Điện lực Việt Nam
a) Tổng sản lượng hợp đồng năm của
nhà máy điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán
căn cứ sản lượng kế hoạch năm và tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng
theo quy định tại Khoản 4 Điều này. Sản lượng kế hoạch năm được Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện tính toán trong quá trình lập kế hoạch vận
hành năm tới theo quy định tại Điều 17 Thông tư này;
b) Tổng sản lượng hợp đồng tháng
của nhà máy điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định
trong lập kế hoạch vận hành năm tới căn cứ việc phân bổ sản lượng hợp đồng năm
vào các tháng theo quy định tại Khoản 2 Điều 27 Thông tư 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 theo quy định tại
Điều 38 Thông tư này.
2. Đối với nhà máy điện ký hợp đồng
với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện và nhà
máy điện ký hợp đồng với đơn vị mua buôn điện:
a) Tổng sản lượng hợp đồng năm và
tháng của nhà máy điện được xác định tương tự nguyên tắc quy định tại Khoản 1 Điều
này;
b) Sản lượng hợp đồng từng chu kỳ
giao dịch 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 tỷ lệ phụ tải dự báo từng chu
kỳ giao dịch của các đơn vị mua buôn điện.
3. Đối với nhà máy điện mới đàm
phán hợp đồng với đơn vị mua buôn điện, khi đáp ứng các điều kiện tiên quyết,
Cục Điều tiết điện lực xem xét, báo cáo Bộ Công Thương cho phép đơn vị phát
điện và đơn vị mua buôn điện tự thỏa thuận, thống nhất về sản lượng hợp đồng.
4. Cục Điều tiết điện lực có trách
nhiệm xác định và công bố tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng cho đơn
vị phát điện hàng năm tùy theo từng loại hình công nghệ trên nguyên tắc sau:
a) Đảm bảo hài hòa các mục tiêu:
- Khuyến khích cạnh tranh hiệu quả
trong thị trường điện;
- Ổn định doanh thu của đơn vị phát
điện;
- Ổn định giá phát điện bình quân,
phù hợp với quy định xây dựng biểu giá bán lẻ điện.
b) Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh
toán theo giá hợp đồng được quy định cho nhà máy điện theo loại hình công nghệ
(thủy điện, nhiệt điện), tỷ lệ này không cao hơn 95% và không thấp hơn 60%.
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 thủy văn, đặc tính kỹ
thuật của nhà máy thủy điện và các ràng buộc về dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần
số.
3. Chi phí
biến đổi của tổ máy nhiệt điện được xác định như sau:
a) Trường hợp xác định được giá trị
suất hao nhiệt theo hợp đồng mua bán điện, chi phí biến đổi của tổ máy xác định
như sau:
Trong đó:
VCb: Chi phí biến đổi
của tổ máy (đồng/kWh);
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo
biến động của chi phí nhiên liệu chính (than, khí) của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo
biến động của chi phí nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo
biến động khác của nhà máy điện (đồng/kWh).
- Thành phần giá biến đổi điều
chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện được xác
định theo công thức sau:
Trong đó:
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo
biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Suất hao nhiệt bình quân của nhiên liệu
chính của tổ máy phát điện quy định trong trong hợp đồng mua bán điện (kg/kWh
hoặc BTU/kWh hoặc kcal/kWh).
: Giá nhiên liệu chính bao gồm cả giá vận
chuyển nhiên liệu chính (đồng/kCal; đồng/BTU hoặc đồng/kg).
- Thành phần giá biến đổi điều
chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện được xác định
theo công thức sau:
Trong đó:
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo
biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Suất hao nhiệt bình quân của nhiên liệu phụ
theo thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện trên cơ sở thông số của nhà chế tạo
thiết bị (kg/kWh);
: Giá nhiên liệu phụ bao gồm cả cước vận
chuyển và các loại phí khác theo quy định (đồng/kg).
- Suất hao nhiệt bình quân của
nhiên liệu (chính, phụ) do đơn vị mua điện cung cấp và được hiệu chỉnh theo hệ
số suy giảm hiệu suất. Trường hợp suất hao nhiệt trong hợp đồng là suất hao
nhiệt bình quân cả đời dự án thì không điều chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu
suất. Trong trường hợp hợp đồng mua bán điện chỉ có đường đặc tính suất hao tại
các mức tải thì suất hao nhiệt của tổ máy được xác định tại mức tải tương ứng
với sản lượng điện năng phát bình quân nhiều năm của nhà máy điện được quy định
trong hợp đồng mua bán điện.
Trường hợp tổ máy nhiệt điện không
có suất hao nhiệt trong hợp đồng mua bán điện thì xác định bằng suất hao nhiệt
của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm theo công nghệ phát điện và công suất đặt và
cùng nhà chế tạo. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm tính toán suất tiêu hao nhiên liệu hoặc suất hao nhiệt của nhà máy điện
chuẩn;
- Hệ số suy giảm hiệu suất của tổ
máy nhiệt điện được xác định bằng hệ số suy giảm hiệu suất trong hợp đồng mua
bán điện do đơn vị mua điện cung cấp.
Trường hợp không có số liệu hệ số
suy giảm hiệu suất trong hợp đồng mua bán điện, áp dụng hệ số suy giảm hiệu
suất của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm với nhà máy điện đó do Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện xác định.
- Thành phần giá biến đổi khác của
nhà máy điện (đồng/kWh)
được xác định theo quy định tại hợp đồng mua bán điện.
b) Trường hợp không có suất hao
nhiệt trong hợp đồng mua bán điện đã ký, chi phí biến đổi của tổ máy được xác
định bằng giá biến đổi năm N (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) trong
hợp đồng mua bán điện có cập nhật các yếu tố ảnh hưởng đến giá biến đổi của năm
N. Đối với nhà máy điện chưa ký hợp đồng mua bán điện, giá biến đổi năm được
tính theo nhà máy điện đã ký hợp đồng mua bán điện có công nghệ phát điện và
công suất đặt tương đương;
c) Các thành phần giá và chi phí
được sử dụng trong tính toán giá biến đổi hoặc chi phí biến đổi năm N được xác
định theo thứ tự ưu tiên như sau:
- Giá nhiên liệu áp dụng cho năm N
được cơ quan có thẩm quyền công bố hoặc hướng dẫn xác định;
- Giá nhiên liệu áp dụng cho năm N
trong hợp đồng mua bán nhiên liệu;
- Giá nhiên liệu căn cứ theo hồ sơ
thanh toán tiền điện của 03 tháng gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch năm N
và có xét đến các yếu tố ảnh hưởng đến giá nhiên liệu của năm N. Trường hợp tại
thời điểm lập kế hoạch năm N chưa có hồ sơ thanh toán tiền điện với giá nhiên
liệu tính đủ của tháng gần nhất (hồ sơ thanh toán chưa tính đủ giá nhiên liệu
theo hợp đồng mua bán nhiên liệu), có thể sử dụng giá nhiên liệu bình quân
tháng tính trên cơ sở các hóa đơn theo quy định của hợp đồng mua bán nhiên
liệu.
4. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm trình Tập đoàn Điện lực
Việt Nam thẩm định và báo cáo Cục Điều tiết điện lực phê duyệt kế hoạch vận
hành thị trường điện năm tới (bao gồm kết quả tính toán, các số liệu đầu vào và
thuyết minh tính toán) trước ngày 15 tháng 11 hàng năm.
5. Trong
trường hợp giá than và giá khí cho phát điện có sự biến động lớn so với thời
điểm phê duyệt kế hoạch vận hành năm tới, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện cập nhật số liệu và tính toán lại kế hoạch vận hành các tháng còn
lại trong năm trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thẩm định và báo cáo Cục Điều
tiết điện lực.
Điều 18. Phân
loại nhà máy thủy điện
1. Các nhà máy thủy điện trong thị
trường điện được phân loại cụ thể như sau:
a) Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục
tiêu;
b) Nhóm nhà máy thủy điện bậc
thang;
c) Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều
tiết trên 01 tuần;
d) Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều
tiết từ 02 ngày đến 01 tuần;
đ) Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều
tiết dưới 02 ngày;
e) Đối với nhà máy thủy điện có hồ
chứa điều tiết trên 01 tuần, nếu sản lượng điện trong Kế hoạch cung cấp điện và
vận hành hệ thống điện năm tới do Bộ Công Thương ban hành hàng năm thấp hơn 65%
sản lượng điện bình quân nhiều năm, thì việc tham gia thị trường điện của nhà
máy điện trong năm đó được áp dụng như đối với nhà máy thủy điện có hồ chứa điều
tiết dưới 02 ngày theo quy định tại Thông tư này.
Đối với nhà máy thủy điện sử dụng
nước từ hồ chứa thủy lợi để phát điện và có các yêu cầu đặc biệt của cơ quan
nhà nước có thẩm quyền thì Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm báo cáo Bộ
Công Thương xem xét quyết định hình thức tham gia thị trường điện của nhà máy
điện trong năm đó.
2. Hàng năm,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân loại, cập
nhật danh sách nhà máy thủy điện quy định tại Khoản 1 Điều này.
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. Các loại
hình dịch vụ phụ trợ cho vận hành hệ thống điện trong thị trường điện bao gồm:
a) Điều tần;
b) Dự phòng quay;
c) Dự phòng khởi động nhanh;
d) Điều chỉnh điện áp;
đ) Khởi động đen;
e) Tổ máy 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);
: 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 bản 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. Giá trần
thị trường điện cho năm N được xác định theo nguyên tắc sau đây:
a) Không thấp hơn chi phí biến đổi
của các tổ máy nhiệt điện chạy nền và chạy lưng trực tiếp chào giá trên thị
trường điện;
b) Không cao hơn 115% giá trần bản
chào cao nhất trong các tổ máy nhiệt điện chạy nền hoặc chạy lưng trực tiếp
chào giá trên thị trường điện.
Điều 24. Lựa
chọn Nhà máy điện mới tốt nhất
1. 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:
PTPTB: 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);
: 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. Xác định
sản lượng hợp đồng năm
Tổng sản lượng hợp đồng năm của nhà
máy điện được xác định theo các bước sau:
a) Lập kế hoạch vận hành hệ thống
điện năm tới theo phương pháp lập lịch có ràng buộc. Thông số đầu vào sử dụng
trong lập kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới là giá biến đổi của các nhà
máy nhiệt điện, các đặc tính thủy văn và thông số kỹ thuật của nhà máy điện;
b) Tính toán tổng sản lượng kế
hoạch năm của nhà máy điện theo công thức sau:
|
AGO = EGO
|
nếu
|
a x GO ≤ EGO ≤
b x GO
|
|
AGO = a x GO
|
nếu
|
EGO < a x GO
|
|
AGO = b x GO
|
nếu
|
EGO > b x GO
|
Trong đó:
AGO : 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 quy định.
c) Tính toán tống sản lượng hợp
đồng năm của nhà máy điện theo công thức sau:
Qc
= α x 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 (%) theo quy định
tại Khoản 4 Điều 16 Thông tư này.
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) Xác nhận
bằng văn bản 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) Đơn vị
phát điện và đơn vị mua buôn điện xác nhận bằng văn bản 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 thủy
điện trong nhóm thủy điện bậc thang.
3. Giá trị nước của các nhà máy
thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần.
4. Mức nước tối ưu từng tuần trong
tháng của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần.
Điều 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
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:
: Tổng sản lượng hợp đồng tháng M của nhà máy
điện (kWh);
: Sản lượng kế hoạch tháng M của nhà máy điện
theo kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới (kWh);
α: Tỷ
lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng áp dụng cho năm N được quy định tại Khoản 4 Điều 16 Thông tư này (%).
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. Sản lượng
hợp đồng tháng của nhà máy thủy điện có hồ điều tiết trên 01 tuần được điều
chỉnh trong trường hợp thủy văn thực tế của các nhà máy thủy điện khác biệt lớn
so với dự báo thủy văn sử dụng trong tính toán lập kế hoạch, nguyên tắc điều
chỉnh như sau:
a) Điều chỉnh trong trường hợp lưu
lượng nước về bình quân, sản lượng phát của nhà máy điện từ ngày 01 tháng 01
năm N đến ngày 20 hàng tháng và mức nước thượng lưu đầu kỳ dự kiến của tháng
tới chênh lệch so với lưu lượng nước về, sản lượng hợp đồng lũy kế và mức nước
hồ đầu tháng tính toán trong kế hoạch năm có khác biệt lớn;
b) Chỉ điều chỉnh tăng sản lượng
hợp đồng của nhà máy thủy điện 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.
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. Trong
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 và phần sản lượng thiếu hụt do điều chỉnh được phân
bổ vào các tháng cuối năm N theo tỷ lệ sản lượng hợp đồng tháng đã được Cục Điều
tiết điện lực phê duyệt và không vượt quá sản lượng khả dụng.
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.
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. Trong
trường hợp quy định tại Điểm c Khoản 1 Điều này, thực hiện điều chỉnh sản lượng
hợp đồng của nhà máy tuabin khí 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:
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, thủy văn và các
số liệu có liên quan để tính toán giá trị nước tuần tới.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm cập nhật thông tin, tính toán lại giá trị nước
cho tuần tới và công bố các kết quả sau:
a) Giá thị trường điện dự kiến từng
chu kỳ tuần tới áp dụng cho các đơn vị phát điện và các đơn vị mua điện;
b) Giá trị nước và sản lượng dự
kiến từng chu kỳ giao dịch của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;
c) Giá trị nước của các nhóm nhà
máy thủy điện bậc thang, các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01
tuần;
d) Sản lượng dự kiến từng chu kỳ
giao dịch của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày;
đ) Mức nước giới hạn tuần của các
hồ chứa thủy điện có khả năng điều tiết trên 01 tuần theo quy định tại Quy
trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều
tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do
Bộ Công Thương ban hành.
Điều 42. Xác
định sản lượng hợp đồng của nhà máy thủy 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. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố sản
lượng hợp đồng tuần và phân bổ sản lượng hợp đồng tuần cho từng chu kỳ giao
dịch trong tuần của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01
tuần.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm gửi sản lượng hợp đồng tuần của nhà máy thủy
điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần cho đơn vị mua điện và đơn vị
phát điện. Đơn vị mua điện và đơn vị phát điện có trách nhiệm ký xác nhận sản
lượng hợp đồng hàng tuần của nhà máy làm cơ sở để thanh toán tiền điện.
Điều 43. Giá
trần bản chào của nhà máy thủy điện
1. 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:
- Giá trị nước của nhà máy thủy
điện;
- Giá trung bình của các giá trần
bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện trong kế hoạch vận
hành tháng.
b) Hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá trung bình của các giá
trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tháng tới cho các nhà máy thủy điện
cùng thời gian biểu công bố giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng
tới.
2. Giá trần bản chào của nhà máy
thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần được xác định như sau:
a) Giá trần bản chào bằng giá trị
lớn nhất của:
- Giá trị nước cao nhất của các nhà
máy thủy điện tham gia thị trường;
- Giá trung bình của các giá trần
bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện trong kế hoạch vận
hành tháng.
b) Trường hợp hồ chứa của nhà máy
thủy điện vi phạm mức nước giới hạn tuần thì giá trần bản chào của nhà máy thủy
điện này áp dụng cho tuần tiếp theo bằng chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện
chạy dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện. Khi đã đảm bảo không vi phạm mức nước
giới hạn tuần, nhà máy tiếp tục áp dụng 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 giá của tổ máy nhiệt điện
dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện;
c) Trường hợp nhà máy thủy điện đặt
tại miền có dự phòng điện năng thấp hơn 5% được công bố theo Quy trình thực
hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện
lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công
Thương ban hành thì giá trần bản chào của nhà máy thủy điện trong miền này của
tuần đánh giá bằng chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong
hệ thống điện. Khi dự phòng điện năng của miền bằng hoặc cao hơn 5%, 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.
3. Hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm:
a) Tính toán giá trần bản chào các
tổ máy thủy điện của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01
tuần tham gia thị trường điện theo quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này;
b) Công bố kết quả tính toán giá
trần bản chào của từng tổ máy thủy điện của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết
từ 02 ngày đến 01 tuần 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, giá 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.
4. 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 thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trong từng chu kỳ giao
dịch của ngày tới.
7. Nhu cầu dịch vụ dự phòng điều
chỉnh tần số của hệ thống điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.
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) Có các
thông tin về thông số kỹ thuật của tổ máy, bao gồm:
- Công suất công bố của tổ máy cho
ngày D;
- Công suất phát ổn định thấp nhất
của tổ máy;
- Tốc độ tăng và giảm công suất tối
đa của tổ máy;
- Ràng buộc kỹ thuật khi vận hành
đồng thời các tổ máy.
đ) Công suất công bố của tổ máy
trong bản chào ngày D không thấp hơn mức công suất công bố trong ngày D-2 theo
Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục
Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền
tải do Bộ Công Thương ban hành trừ trường hợp dừng máy sửa chữa đột xuất (việc
dừng máy sửa chữa đột xuất phải được phê duyệt) hoặc sự cố kỹ thuật bất khả
kháng. Nhà máy có trách nhiệm cập nhập công suất công bố khi giảm công suất khả
dụng;
e) Trong điều kiện bình thường dải
công suất chào đầu tiên trong bản chào giá của các tổ máy nhiệt điện phải bằng
công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy. Dải công suất chào cuối cùng phải
bằng công suất công bố. Đối với các nhà máy nhiệt điện trong quá trình khởi
động và dừng máy được cập nhật bản chào giá cho chu kỳ giao dịch tới với công
suất thấp hơn công suất phát ổn định thấp nhất;
g) Nhà máy
thủy điện có thể chào các dải công suất đầu tiên trong từng chu kỳ giao dịch
bằng 0 (không) 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;
h) Đơn vị của giá chào là đồng/kWh,
với số thập phân nhỏ nhất là 0,1;
i) Giá chào trong khoảng từ giá sàn
đến giá trần của tổ máy và không giảm theo chiều tăng của công suất chào.
2. Bản chào giá trong những trường
hợp đặc biệt
a) Bản chào của nhà máy có hồ chứa điều
tiết dưới 02 ngày được quy định như sau:
- Giá chào bằng 0 đồng/kWh cho các
dải công suất chào;
- Công suất chào bằng công suất dự
kiến phát của tổ máy trong chu kỳ giao dịch. Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy
thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được nộp bản chào giá sửa đổi tăng
công suất theo tình hình thủy văn thực tế của nhà máy;
- Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều
tiết dưới 02 ngày được nộp bản chào giá chu kỳ giao dịch tới sửa đổi công suất
theo tình hình thủy văn thực tế của nhà máy.
b) Bản chào
của nhà máy thủy điện có 02 tuần liên tiếp vi phạm mức nước giới hạn:
- Chào giá sàn cho sản lượng tương
ứng với yêu cầu về lưu lượng cấp nước hạ du theo yêu cầu của cơ quan có thẩm
quyền;
- Chào giá trần cho phần sản lượng
còn lại;
- Giá trần bản chào áp dụng cho nhà
máy thủy điện vi phạm mức nước giới hạn 02 tuần bằng giá của tổ máy nhiệt điện
dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện.
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) 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
nhiệt điện 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 thủy điện bậc thang
1. Nhóm nhà máy thủy điện bậc thang
có trách nhiệm chào giá theo một bản chào giá chung cả nhóm và tuân thủ giới
hạn giá chào theo quy định tại Khoản 3 Điều 14 Thông tư này.
2. Các nhà máy điện trong nhóm nhà
máy thủy điện bậc thang có trách nhiệm thỏa thuận và thống nhất chỉ định đơn vị
đại diện chào giá. Đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc
thang có trách nhiệm nộp văn bản đăng ký kèm theo văn bản thỏa thuận giữa các
nhà máy điện trong nhóm cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Trong trường hợp không đăng ký
đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang, Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố biểu đồ huy động cho
các nhà máy thuộc nhóm này căn cứ theo kết quả tính toán giá trị nước của nhóm.
4. Đơn vị đại diện chào giá có
trách nhiệm tuân thủ các quy định về chào giá đối với tất cả các nhà máy điện
trong nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.
5. Trong trường hợp nhà máy thủy
điện thuộc nhóm nhà máy thủy điện bậc thang đề xuất tự chào giá, căn cứ theo đề
xuất của nhà máy thủy điện thuộc nhóm nhà máy thủy điện bậc thang và các ràng
buộc tối ưu sử dụng nước của cả nhóm, Cục Điều tiết điện lực xem xét, quyết
định việc chào giá của nhà máy thủy điện này.
6. Giá trị nước của nhóm nhà máy
thủy điện bậc thang là giá trị nước của hồ thủy điện lớn nhất trong bậc thang
đó. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định hồ
thủy điện dùng để tính toán giá trị nước cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang
cùng với việc phân loại các nhà máy thủy điện theo quy định tại Điều
18 Thông tư này.
7. Trong trường hợp nhóm nhà máy
thủy điện bậc thang có nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng phát từng chu kỳ giao dịch
trong tuần tới của từng nhà máy điện trong nhóm nhà máy thủy điện bậc thang
theo quy định tại Khoản 2 Điều 38 Thông tư này;
b) Khi sản lượng công bố của nhà
máy thủy điện đa mục tiêu trong nhóm bị điều chỉnh theo quy định tại Điều 54 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm điều chỉnh sản lượng công bố của các nhà máy điện ở
bậc thang dưới cho phù hợp.
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 thủy điện và
nhóm nhà máy thủy điện bậc thang, bản chào giá mặc định như sau:
- Áp dụng mức giá sàn bản chào cho
sản lượng tương ứng với yêu cầu về lưu lượng cấp nước hạ du;
- Áp dụng mức giá trần bản chào của
tổ máy quy định tại Điều 43 Thông tư này cho sản lượng còn
lại.
c) Đối với nhà máy thủy điện vi
phạm mức nước giới hạn tuần trong 02 tuần liên tiếp: Giá chào và sản lượng chào
trong bản chào mặc định của nhà máy điện này theo quy định tại Điểm
b Khoản 2 Điều 46 Thông tư này.
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.
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 biển đổi theo thứ tự từ thấp đến cao;
d) Tính toán thời gian ngừng các tổ
máy để đáp ứng yêu cầu của hệ thống, hạn chế việc vận hành lên, xuống các tổ
máy nhiều lần; đảm bảo khai thác tối ưu hồ chứa thủy điện.
Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm lập và công bố danh sách tổ máy theo thứ tự huy
động để giảm công suất và ngừng máy trong trường hợp thừa nguồn theo nguyên tắc
quy định tại Khoản này.
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. Công suất
huy động dự kiến bao gồm cả công suất điều tần và dự phòng quay của các tổ máy
trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới. Giá biên từng miền trong từng chu kỳ
giao dịch ngày tới.
2. Giá điện năng thị trường dự kiến
cho từng chu kỳ giao dịch của ngày tới 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. Hòa
lưới tổ máy phát điện
1. Đối với tổ máy khởi động chậm,
đơn vị phát điện có trách nhiệm chuẩn bị sẵn sàng để hòa lưới tổ máy này theo
lịch huy động ngày tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công
bố. Trường hợp thời gian khởi động của tổ máy lớn hơn 24 giờ, đơn vị phát điện
có trách nhiệm hòa lưới tổ máy này căn cứ trên kết quả đánh giá an ninh hệ
thống ngắn hạn do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố.
2. Đối với tổ máy không phải là
khởi động chậm, đơn vị phát điện có trách nhiệm chuẩn bị sẵn sàng để hòa lưới
tổ máy này theo lịch huy động 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.
Điều 59. Điều
chỉnh sản lượng công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu
1. 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 cho chu kỳ giao dịch
tới đã được công bố theo quy định tại Khoản 2 Điều 60 Thông tư này
trong các trường hợp sau:
a) Có biến động bất thường về thủy
văn;
b) Có cảnh báo thiếu công suất theo
lịch huy động ngày tới;
c) Có 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% của tổng công suất đặt của
các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong hệ thống điện không bao gồm
phần công suất dành cho điều tần và dự phòng quay.
Điều 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) 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;
- Công suất dự phòng quay;
- Giảm công suất dự phòng điều tần
xuống mức thấp nhất cho phép.
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện kiểm tra, xác định lượng công suất dự kiến cần sa thải để đảm
bảo an ninh hệ thống điện.
3. 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 quay;
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
thủy điện có trách nhiệm tuân thủ theo quy định về mức nước giới hạn tuần của
nhà máy thủy điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính
toán, công bố theo quy định tại Khoản 2 Điều 41 Thông tư này.
Điều 63. Xử lý
trong trường hợp hồ chứa của nhà máy thủy điện vi phạm mức nước giới hạn tuần
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm cảnh báo 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. 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 Hai tuần tiếp theo, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện lập lịch huy động nhà máy điện này căn cứ theo bản chào
mặc định quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều 46 Thông tư này
để đưa mực nước của hồ chứa về mức nước giới hạn
tuần.
3. Khi đã đảm bảo không vi phạm mức
nước giới hạn tuần, nhà máy thủy điện tiếp tục chào giá vào tuần tiếp theo.
4. Trước 10h00 thứ Hai hàng tuần,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo về
việc lập lịch huy động từ thứ Ba cho đơn vị phát điện và đơn vị mua điện trong
các trường hợp sau:
a) Nhà máy vi phạm mức nước hồ chứa
tuần đầu tiên, nhà máy vi phạm mức nước tuần thứ hai;
b) Mức nước hồ chứa của nhà máy đã
về mức nước giới hạn tuần, nhà máy được chào giá.
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. 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 dự phòng
điều tần;
c) Đáp ứng được yêu cầu về dự phòng
quay;
d) Đáp ứng được yêu cầu về chất
lượng điện áp.
3. Công bố thông tin về can thiệp
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 thỏa thuận
về sản lượng trong các hợp đồng xuất khẩu, nhập khẩu điện, hợp đồng mua bán
điện của các nhà máy điện BOT và các hợp đồng mua bán điện có cam kết sản lượng
của các nhà máy điện khác;
- 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. Đơn vị mua
buôn điện có trách nhiệm thu thập số liệu đo đếm giao nhận trong phạm vi quản
lý và gửi về kho số liệu đo đếm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
4. Các nhà máy điện có công suất
đặt trên 30 MW và nhà máy điện có công suất đặt từ 30MW trở xuống là thành viên
thị trường bán buôn điện cạnh tranh có trách nhiệm thực hiện thu thập số liệu
đo đếm trong phạm vi quản lý và gửi về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện để sử dụng làm nguồn số liệu dự phòng, so sánh đối chiếu với bộ số
liệu do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thu thập trực tiếp và
phục vụ xác nhận số liệu đo đếm chính thức sử dụng cho mục đích tính toán,
thanh toán trong thị trường điện.
5. Các nhà máy điện còn lại (có
công suất đặt từ 30MW trở xuống không tham gia thị trường bán buôn điện cạnh
tranh)
a) Nhà máy điện sử dụng năng lượng
tái tạo ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam: Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện thực hiện việc thu thập số liệu đo đếm trực tiếp;
b) Nhà máy thủy điện nhỏ: Đơn vị
mua buôn thu thập số liệu đo đếm từ nhà máy điện theo phạm vi quản lý và gửi
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
6. Khi thay đổi vị trí đo đếm ranh
giới giao nhận hoặc phương thức giao nhận điện năng đo đếm ranh giới trong phạm
vi quản lý, đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện, đơn vị mua điện có trách
nhiệm kịp thời thông báo, cập nhật về thay đổi cho các bên liên quan phục vụ
công tác thu thập và truyền số liệu đo đếm điện năng về Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện.
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) Trước
12h00 ngày D+4, đơn vị truyền tải điện và đơn vị mua buôn 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 trên trang thông
tin điện tử thị trường điện trước 12h00 ngày D+4, các đơn vị được xem 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) x SMP(i)
Trong đó:
CSMP(i): Giá điện năng thị trường
áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
SMP(i): Giá điện năng thị trường áp
dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo quy định
tại Điều 79 Thông tư này (đồng/kWh);
k(i): Hệ số quy đổi theo tổn thất
điện năng trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều
này.
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) x CAN(i)
Trong đó:
CCAN(i): Giá công suất thị trường
áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
CAN(i): Giá công suất thị trường áp
dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo quy định
tại Điểm b Khoản 3 Điều 26 Thông tư này (đồng/kWh);
k(i): Hệ số quy đổi theo tổn thất
điện năng trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều 82 Thông tư này.
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);
∆T: 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 (
) 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:
∆Qi
= Qmqi - Qddi
Trong đó:
∆Qi : 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);
∆T: 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:
ε: 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);
∆T: 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 ∆Qi ≤
ε:Qdui = 0
+ Trường hợp ∆Qi > ε:
Qdui = ∆Qi x 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);
∆Qi : 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);
Qmq
: Sản lượng điện năng đo đếm tại vị trí đo
đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qbb: 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);
Qgb: 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);
Qdu: 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);
Qbp: 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 ;
∆T: 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 (Qmqi ≤
);
b) Trường hợp trong chu kỳ giao
dịch i sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện lớn hơn sản lượng điện hợp
đồng trong chu kỳ giao dịch của nhà máy điện (Qmqi > ) đồng thời sản lượng điện
năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện nhỏ hơn sản
lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó (Qsmpi < ).
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm tính toán điều chỉnh lại các thành phần sản
lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường trong các chu kỳ giao dịch quy
định tại Khoản 1 Điều 86 Thông tư này căn cứ các thành phần
sản lượng sau:
a) Sản lượng điện hợp đồng trong
chu kỳ giao dịch của nhà máy điện () được xác định theo quy định tại Điều 38 Thông tư này;
b) Sản lượng điện năng thanh toán
theo giá điện năng thị trường (Qsmpi) của nhà máy điện trong chu kỳ
giao dịch i được xác định theo quy định tại Khoản 5 Điều 86 Thông
tư này;
c) Sản lượng điện năng đo đếm của
nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (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;
Pb
: 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);
Pb
: 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);
Qbp: Sản lượng điện năng thanh toán theo công
suất được chào với mức giá Pb
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;
Qcon
: Điện năng phát tăng thêm của tổ máy g trong
chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm, (kWh);
Pcon: Giá chào cao nhất tương ứng với dải công
suất phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh). Đối với
nhà máy thủy điện nếu giá chào này lớn hơn giá trần thị trường điện thì lấy
bằng giá trần thị trường điện.
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán
theo công thức sau:
Trong đó:
Rcon: Khoản thanh toán cho sản
lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu
kỳ thanh toán trong đó nhà máy điện phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu
kỳ thanh toán trong đó nhà máy điện phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ;
Rconi: Khoản thanh toán
cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
5. Trường hợp nhà máy thủy điện
được huy động do điều kiện ràng buộc phải phát và có giá chào cao hơn giá trần
thị trường điện hoặc được huy động công suất với dải chào giá cao hơn giá trần
thị trường điện thì nhà máy được thanh toán cho phần sản lượng phát tương ứng
trong chu kỳ đó bằng giá trần thị trường điện.
6. Khoản thanh toán cho sản lượng
điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ của nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch.
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao
dịch theo công thức sau:
- Trường hợp sản lượng điện năng
phát tăng thêm so với lệnh điều độ:
Trong đó:
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;
Qdu: 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;
Qdu: 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 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)] xQc(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 x Q(l,i)
Trong đó:
Qml(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) x 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:
Cm1(l,i)
= CFMP(i) x Qm1(l,i)
Trong đó:
Cm1(l,i): Khoản chi phí
mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu
kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);
CFMP(i): Giá thị trường điện toàn
phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i, (đồng/kWh);
Qm1(l,i): Tổng sản lượng
điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao
dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được tính toán theo quy định
tại Điểm b Khoản 2 Điều này (kWh).
b) Khoản chi
phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong
chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua
buôn điện được xác định theo công thức sau:
Cm2(l,g,i)
= CFMP(i) x 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. Khoản chi
phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện 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);
Q(l, M): Tổng sản lượng điện năng
đo đếm đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M (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 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) x 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 thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày
Các khoản thanh cho nhà máy thủy
điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trực tiếp giao dịch trên thị trường điện
được tính toán như sau:
1. Các khoản
thanh toán theo thị trường điện: Thực hiện theo các quy định tại Mục 1 Chương 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) x 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. Tổ máy
nhiệt điện bị buộc phải ngừng theo quy định tại Điểm đ Khoản
3 Điều 60 Thông tư này hoặc phải ngừng 01 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. Trường hợp
tổ máy thủy điện phải phát công suất lớn hơn công suất công bố trong bản chào
giá lập lịch 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 trong 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.
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) Tổ máy
nhiệt điện bị buộc phải ngừng phát điện theo quy định tại Điểm đ Khoản 3 Điều 60 Thông tư này hoặc
phải ngừng 01 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 hóa 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. 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 mua từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện.
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
1. Báo cáo vận hành thị trường điện
hàng tháng: Trước ngày 20 hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm gửi Cục Điều tiết điện lực báo cáo vận hành hệ thống
điện và thị trường điện của tháng trước theo mẫu do Cục Điều tiết điện lực quy
định.
2. Báo cáo vận hành thị trường điện
hàng năm
a) Trước ngày 01 tháng 3 hàng năm,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi Cục Điều tiết
điện lực các báo cáo vận hành hệ thống điện và thị trường điện của năm trước
theo mẫu do Cục Điều tiết điện lực quy định;
b) Trước ngày 01 tháng 3 hàng năm,
đơn vị phát điện, đơn vị mua điện có trách nhiệm gửi Cục Điều tiết điện lực các
báo cáo công tác tham gia thị trường điện của đơn vị trong năm trước theo mẫu
do Cục Điều tiết điện lực quy định.
3. Báo cáo đột xuất
a) Trong thời hạn 24 giờ tính từ
khi kết thúc can thiệp thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực về 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. Đầu tư,
xây dựng, lắp đặt và nâng cấp Hệ thống thông tin thị trường điện và các phần
mềm phục vụ thị trường điện phù hợp với yêu cầu quy định tại Thông tư này.
3. Thực hiện
kiểm tra và công nhận các chức danh tham gia công tác vận hành thị trường điện
cho Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia đáp ứng yêu cầu vận hành thị
trường bán buôn điện cạnh tranh theo các quy định có liên quan.
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. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hướng dẫn các đơn vị thành
viên thị trường điện về trình tự, thủ tục đăng ký tham gia thị trường điện theo
quy định tại Thông tư này và nâng cấp Trang thông tin điện tử thị trường điện
để các đơn vị phát điện nộp hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện theo hình
thức trực tuyến.
Điều 134. 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 như sau:
1. Sửa đổi Khoản 10 Điều
2 như sau:
“10. Bên
mua là Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tổng công ty Điện lực miền Bắc, Tổng
công ty Điện lực miền Trung, Tổng công ty Điện lực miền Nam, Tổng công ty Điện
lực Thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh.”
2. Sửa đổi Điều 19
như sau:
“Điều 19. Áp dụng hợp đồng mua
bán điện mẫu
1. Sửa đổi, bổ sung hợp đồng mua
bán điện mẫu áp dụng cho Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện ban hành kèm theo Phụ lục 3 Thông tư này.
2. Đơn vị phát điện và đơn vị mua
điện có trách nhiệm đàm phán, ký kết hợp đồng theo hợp đồng mua bán điện mẫu quy
định tại Phụ lục 3 Thông tư này.
Bên mua có trách nhiệm trình Cục Điều tiết điện lực hợp đồng mua bán điện theo trình
tự quy định tại Điều 23 và Điều 26 Thông tư này.”
Điều 135.
Hiệu lực thi hành
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 Tổng Bí thư;
- Thủ tướng, các Phó Thủ tướng;
- Các Bộ, Cơ quan ngang Bộ, Cơ quan thuộc Chính phủ;
- UBND các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương;
- Viện Kiểm sát Nhân dân Tối cao, Tòa án Nhân dân Tối cao;
- Kiểm toán Nhà nước;
- Lãnh đạo Bộ;
- Cục Kiểm tra văn bản QPPL (Bộ Tư pháp);
- Công báo;
- Website Chính phủ, Bộ Công Thương;
- Các Tập đoàn: Điện lực Việt Nam, Dầu khí Quốc gia Việt Nam; Công nghiệp
Than-Khoáng sản Việt Nam;
- Các Tổng công ty Phát điện;
- Các Tổng công ty Điện lực;
- Lưu: VT, PC, ĐTĐL.
|
BỘ
TRƯỞNG
Trần Tuấn Anh
|
PHỤ LỤC 4
MẪU BẢNG KÊ THANH TOÁN THÁNG
(Ban hành kèm theo Thông tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11 năm 2018 của
Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh
và sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT
ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá
phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện)
I. BẢNG KÊ ÁP DỤNG CHO ĐƠN VỊ
PHÁT ĐIỆN
1. Tên Công ty phát điện:
2. Tên nhà máy điện:
3. Chu kỳ thanh toán:
Bảng
1. BẢNG TỔNG HỢP CÁC KHOẢN THANH TOÁN THÁNG __
|
|
Khoản
thanh toán
|
Thành
tiền
Đồng
|
|
I
|
Thanh toán điện năng thị trường
(= 1 + 2 + 3 + 4)
|
|
|
1
|
Khoản thanh toán tính theo giá
điện năng thị trường
|
|
|
2
|
Khoản thanh toán tính theo giá
chào
|
|
|
3
|
Khoản thanh toán cho phần sản
lượng phát tăng thêm
|
|
|
4
|
Khoản thanh toán do phát sai lệnh
điều độ
|
|
|
II
|
Thanh toán công suất thị trường
|
|
|
III
|
Thanh toán khác
|
|
|
|
Tổng cộng (= I + II + III)
|
|
Bảng
2. BẢNG KÊ THANH TOÁN ĐIỆN NĂNG THỊ TRƯỜNG TRONG THÁNG __
|
Ngày
giao dịch
|
Thanh
toán điện năng thị trường (Đồng)
|
Tổng
|
|
Thanh
toán tính theo giá SMP
|
Thanh
toán tính theo giá chào
|
Thanh
toán cho phần sản lượng phát tăng thêm
|
Khoản
thanh toán do phát sai lệnh điều độ
|
|
|
1
|
|
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
|
|
…
|
|
|
|
|
|
|
....
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
30
|
|
|
|
|
|
|
31
|
|
|
|
|
|
Bảng
3. BẢNG KÊ THANH TOÁN SẢN LƯỢNG THEO GIÁ CÔNG SUẤT THỊ TRƯỜNG TRONG THÁNG
|
Ngày
giao dịch
|
Thanh
toán công suất thị trường, (Đồng)
|
|
1
|
|
|
2
|
|
|
...
|
|
|
...
|
|
|
....
|
|
|
|
|
|
30
|
|
|
31
|
|
|
Tổng
cộng
|
|
|
|
Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
(Ký tên và đóng dấu)
|
(Gửi kèm theo bảng kê thanh toán
hoàn chỉnh cho từng ngày giao dịch trong tháng)
II. BẢNG KÊ THANH TOÁN THÁNG
TRÊN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY CỦA ĐƠN VỊ MUA BUÔN ĐIỆN
Bảng
4. BẢNG KÊ THÁNG THANH TOÁN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY CỦA ĐƠN VỊ MUA BUÔN ĐIỆN l
TỪ CÁC NHÀ MÁY ĐIỆN ĐƯỢC PHÂN BỔ HỢP ĐỒNG
|
Ngày
giao dịch
|
Khoản
thanh toán thị trường giao điện ngay mua từ các nhà máy điện được phân bổ hợp
đồng
Cm1(l,D)
(Đồng)
|
|
1
|
|
|
2
|
|
|
…
|
|
|
….
|
|
|
31
|
|
|
Tổng
cộng
|
TCm1(l,M)= ∑Cm1(l,D)
|
Bảng
5. BẢNG KÊ THÁNG THANH TOÁN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY CỦA ĐƠN VỊ MUA BUÔN ĐIỆN l
NHÀ MÁY ĐIỆN g KÝ HỢP ĐỒNG TRỰC TIẾP
|
Ngày
giao dịch
|
Khoản
thanh toán thị trường điện giao ngay mua từ các nhà máy điện được phân bổ hợp
đồng
Cm2(l,g,D)
(Đồng)
|
Sản
lượng điện mua theo giá thị trường từ nhà máy điện ký hợp đồng trực tiếp
Qm2(l,g,D)
(kWh)
|
Thành
phần hiệu chỉnh giá thị trường điện giao ngay áp dụng cho đơn vị mua buôn
điện của nhà máy điện g
UpliftM
(g)
(Đồng/kWh)
|
Tổng
chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của ĐVMB l từ NMĐ g
_
TCm2(l,g,M)
(Đồng)
|
|
1
|
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
|
…
|
|
|
|
|
|
….
|
|
|
|
|
|
31
|
|
|
|
|
|
Tổng
cộng
|
∑Cm2(l,g,D)
|
Qm2(l,g,M)
= ∑Qm2(l,g,D)
|
UpliftM(g)
|
TCm2(l,g,M)
= ∑Cm2(l,g,D) + Qm2(l,g,M)*UpliftM(g)
|
PHỤ LỤC 5
(Ban
hành kèm theo Thông tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11 năm 2018 của Bộ
trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh và
sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT
ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá
phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện)
Sửa đổi,
bổ sung hợp đồng mua bán điện mẫu ban hành kèm theo Phụ lục 3 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 như sau:
“Phụ
lục 3
HỢP
ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU
(Ban hành kèm theo 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)
CỘNG
HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
----------------
HỢP
ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
NHÀ
MÁY ĐIỆN ……………………………………
Giữa
CÔNG
TY (tên công ty)
(BÊN BÁN)
-
và -
(tên
công ty)
(BÊN MUA)
HỢP
ĐỒNG SỐ: ………./20…/HĐ-NMĐ-[tên Nhà máy điện]
(Địa
danh)………., tháng .../20…….
CỘNG
HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
----------------
HỢP
ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
Căn cứ Luật Điện lực ngày 03 tháng 12 năm 2004 và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện
lực ngày 20 tháng 11 năm 2012;
Căn cứ Luật
Thương mại ngày 14 tháng 6 năm 2005;
Căn cứ Bộ
luật Dân sự ngày 24 tháng 11 năm 2015;
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 Thông tư số ... của Bộ
trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh;
Căn cứ Thông tư số ...của Bộ trưởng
Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra
hợp đồng mua bán điện;
Căn cứ nhu cầu mua, bán điện của
hai bên,
Hôm nay, ngày……….. tháng ……….. năm
……………., tại ……………… .
Chúng tôi gồm:
Bên bán: ________________________________________________________________________
Địa chỉ: __________________________________________________________________________
Điện thoại:
_______________________________ Fax:____________________________________
Mã số thuế: ______________________________________________________________________
Tài khoản:
_______________________________ Ngân hàng ______________________________
_________________________________________________________________________________
Đại diện: _________________________________________________________________________
Chức vụ:
____________________________ được sự ủy quyền của ________________________
_____________________________________________________________ theo
văn bản ủy quyền
số____________________________________,
ngày ______ tháng _______ năm _____________
Bên mua:(tên công ty)
Địa chỉ: __________________________________________________________________________
Điện
thoại:_______________________________ Fax: ____________________________________
Mã số thuế: ______________________________________________________________________
Tài khoản:
________________________________ Ngân hàng _____________________________
_________________________________________________________________________________
Đại diện: _________________________________________________________________________
Chức vụ:
___________________________________ được sự ủy quyền của _________________
_____________________________________________________________ theo
văn bản ủy quyền
số ________________________________ ,
ngày __________ tháng _________ năm __________
Cùng nhau thống nhất Hợp đồng mua
bán điện cho Nhà máy điện...(Tên nhà máy) theo các nội dung sau:
Điều 1. Định nghĩa
Trong Hợp đồng này, các thuật ngữ
dưới đây được hiểu như sau:
1. Bên bán là Công ty
(....) sở hữu Nhà máy điện.
2. Bên mua là (...).
3. Điểm đấu nối là điểm
nối trang thiết bị, lưới điện và Nhà máy điện vào hệ thống điện quốc gia.
4. Điểm giao nhận điện
là (...).
5. 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.
6. Hệ thống điện quốc gia
là hệ thống các trang thiết bị phát điện, lưới điện và các trang thiết bị phụ
trợ được liên kết với nhau và được chỉ huy thống nhất trong phạm vi cả nước.
7. Hệ thống đo đếm chính
là hệ thống bao gồm tất cả các thiết bị đo đếm (công tơ, máy biến dòng điện đo
lường, máy biến điện áp đo lường) và mạch điện nhị thứ đấu nối giữa các thiết
bị này, được lắp đặt tại các vị trí theo sự thỏa thuận của hai bên dùng làm căn
cứ chính để xác định sản lượng điện năng giao nhận.
8. Hệ thống đo đếm dự
phòng là hệ thống bao gồm tất cả các thiết bị đo đếm (công tơ, máy biến
dòng điện đo lường, máy biến điện áp đo lường) và mạch điện nhị thứ đấu nối
giữa các thiết bị này, được lắp đặt tại các vị trí theo sự thỏa thuận của hai
bên với mục đích kiểm tra và dự phòng cho hệ thống đo đếm chính, gồm các thiết
bị độc lập với hệ thống đo đếm chính nhưng có tính năng và tiêu chuẩn kỹ thuật
tương đương với các thiết bị của hệ thống đo đếm chính.
9. Hợp đồng là Hợp
đồng mua bán điện này, bao gồm các Phụ lục và các Hợp đồng sửa đổi, bổ sung sau
này.
10. Hợp đồng mua bán (vận
chuyển) nhiên liệu (đối với nhà máy nhiệt điện than, khí) là ....
11. Lệnh điều độ là lệnh
chỉ huy, điều khiển chế độ vận hành hệ thống điện trong thời gian thực.
12. Ngày là ngày
dương lịch.
13. Ngày vận hành thương mại của
tổ máy là ngày tổ máy của Nhà máy điện sẵn sàng bán điện cho Bên mua và đáp
ứng các quy định của pháp luật có liên quan.
14. Ngày vận hành thương mại của
Nhà máy điện là ngày vận hành thương mại tổ máy phát điện cuối cùng và đáp
ứng các quy định của pháp luật có liên quan.
(Đối với trường hợp hợp đồng mua
bán điện ký với cụm nhà máy, Ngày vận hành thương mại được quy định cho từng
Nhà máy điện).
15. Nhà máy điện là Nhà máy
điện (tên Nhà máy điện) có tổng công suất lắp đặt là (...) MW, bao gồm
(...) tổ máy, công suất mỗi tổ máy là (...) MW được xây dựng tại (địa điểm
của nhà máy).
16. Quy chuẩn và tiêu chuẩn kỹ
thuật ngành điện là những quy chuẩn kỹ thuật ngành điện bắt buộc thực hiện do
cơ quan nhà nước có thẩm quyền của Việt Nam ban hành và các quy định, tiêu
chuẩn, thông lệ được áp dụng trong ngành điện của các tổ chức quốc tế, các nước
khác ban hành phù hợp với quy định pháp luật Việt Nam.
17. Thiết bị đấu nối là
đường dây tải điện, hệ thống thiết bị đo đếm, điều khiển, rơ le bảo vệ, thiết
bị đóng cắt, hệ thống thông tin liên lạc và công trình xây dựng đồng bộ cho
việc đấu nối Nhà máy điện đến điểm đấu nối.
18. Quy định thị trường điện
cạnh tranh là quy định vận hành thị trường điện cạnh tranh theo các cấp độ
do cơ quan nhà nước có thẩm quyền quyết định.
Điều 2. Hiệu lực và thời hạn Hợp
đồng
1. Hiệu lực Hợp đồng
Hợp đồng có hiệu lực từ ngày được
đại diện có thẩm quyền của hai bên ký chính thức, trừ trường hợp các bên có
thỏa thuận khác.
2. Thời hạn Hợp đồng
Trừ trường hợp gia hạn hoặc chấm
dứt Hợp đồng trước thời hạn, thời hạn hợp đồng được tính từ ngày hợp đồng có
hiệu lực đến hết 25 năm kể từ Ngày vận hành thương mại Nhà máy điện.
Điều 3. Mua bán điện năng
1. Giá Hợp đồng: Theo Phụ lục 5 của
Hợp đồng.
2. Sản lượng hợp đồng: Theo Phụ lục
5 của Hợp đồng.
3. Tiền điện thanh toán: Hàng
tháng, Bên mua có nghĩa vụ thanh toán cho Bên bán các khoản tiền bao gồm:
a) Tổng số tiền thanh toán sai
khác;
b) Tổng các khoản thanh toán thị
trường điện;
c) Tổng các khoản thanh toán khác;
d) Các khoản thuế, phí, bằng tiền
theo quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền (nếu có).
Hai bên thỏa thuận, thống nhất thực
hiện các khoản thanh toán phát sinh do giải quyết tranh chấp theo quy định tại Điều
8 của Hợp đồng.
(Đối với các nhà máy điện có quy
định về giá nhiên liệu và sản lượng bao tiêu nhiên liệu được cơ quan nhà nước
có thẩm quyền cho phép bổ sung vào hợp đồng mua điện, bên mua và bên bán bổ
sung các nội dung cho phù hợp).
Điều 4. Cam kết thực hiện
Hai bên cam kết như sau:
1. Mỗi bên được thành lập hợp pháp
để hoạt động theo pháp luật Việt Nam và có đủ thẩm quyền tham gia ký kết và
thực hiện Hợp đồng, có đủ năng lực hoạt động kinh doanh, Sở hữu tài sản và thực
hiện các nghĩa vụ trong Hợp đồng.
2. Việc ký kết và thực hiện Hợp
đồng của một bên không vi phạm các quy định trong điều lệ doanh nghiệp của bên
đó, không vi phạm các quy định của pháp luật và quyết định, bản án của tòa án
mà bên đó là đối tượng áp dụng hoặc hợp đồng, thỏa thuận khác mà bên đó là một
bên tham gia.
3. Việc ký kết và thực hiện Hợp
đồng của các bên được thực hiện đúng theo điều kiện và nội dung của Giấy phép
hoạt động điện lực được cơ quan có thẩm quyền cấp và các quy định của pháp luật
có liên quan.
4. Hai bên không phải là đối tượng
bị kiện trong vụ kiện tại tòa án hoặc trọng tài thương mại hoặc cơ quan nhà
nước có thẩm quyền, mà kết quả của vụ kiện này có thể làm thay đổi đáng kể khả
năng tài chính hoặc khả năng thực hiện nghĩa vụ của các bên theo Hợp đồng, hoặc
có thể gây ảnh hưởng tới giá trị và hiệu lực của Hợp đồng.
5. Hai bên cam kết thực hiện đúng
các nghĩa vụ và nội dung quy định tại Hợp đồng.
Điều 5. Nghĩa vụ của Bên bán
trước ngày vận hành thương mại
1. Yêu cầu về các loại giấy phép
và văn bản phê duyệt
a) Bên bán có nghĩa vụ thực hiện
cấp thủ tục theo quy định để được cấp các loại giấy phép và văn bản phê duyệt
cần thiết của cơ quan có thẩm quyền cho quá trình xây dựng, vận hành Nhà máy
điện; cam kết tuân thủ và duy trì các điều kiện hiệu lực của các loại giấy phép
đó theo quy định của pháp luật trong thời hạn Hợp đồng;
b) Trong thời hạn (....) ngày sau
ngày vận hành thương mại của tổ máy và của Nhà máy điện, Bên bán có nghĩa vụ
cung cấp cho Bên mua bản sao hợp lệ các tài liệu quy định tại mục II Phụ lục
VII của Hợp đồng.
2. Báo cáo các mốc thời gian
thực hiện dự án
a) Bên bán cam kết đảm bảo các mốc
thời gian thực hiện dự án tại Mục I Phụ lục VII của Hợp đồng;
b) Trước ngày (...) tháng đầu tiên
hàng quý, Bên bán có nghĩa vụ lập và gửi cho Bên mua báo cáo tiến độ xây dựng
Nhà máy điện kèm theo bản sao hợp lệ các tài liệu có liên quan để chứng minh
tiến độ thực hiện của dự án, đánh giá tiến độ so với các cam kết trước đó và đề
xuất giải pháp để đảm bảo các mốc thời gian thực hiện dự án.
3. Đấu nối, thử nghiệm và vận
hành
Trước Ngày vận hành thương mại, Bên
bán có nghĩa vụ thực hiện đấu nối, thử nghiệm, vận hành Nhà máy điện và các
thiết bị đấu nối theo Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban
hành, Quy chuẩn và tiêu chuẩn kỹ thuật ngành điện và cung cấp cho Bên mua bản
sao hợp lệ các kết quả thử nghiệm của Nhà máy điện.
4. Ngày vận hành thương mại
a) Bên bán có nghĩa vụ đạt được
ngày vận hành thương mại theo mốc thời gian thực hiện dự án được hai bên thỏa
thuận tại Phụ lục VII của Hợp đồng hoặc các hiệu chỉnh sau đó. Chậm nhất (...)
tháng trước ngày vận hành thương mại của từng tổ máy, Bên bán có nghĩa vụ thông
báo bằng văn bản chính thức cho Bên mua về khả năng đạt được ngày vận hành
thương mại. Bên bán phải gửi thông báo về việc đạt được ngày vận hành thương
mại cho Bên mua; Bên bán xem như chưa đạt được ngày vận hành thương mại nếu
không gửi thông báo cho Bên mua về việc đạt được ngày vận hành thương mại và
cung cấp các tài liệu theo quy định tại Phụ lục VII của Hợp đồng;
b) Trường hợp không đạt được ngày
vận hành thương mại cho từng tổ máy, Bên bán có quyền gửi văn bản cho Bên mua
đề nghị hiệu chỉnh ngày vận hành thương mại, trong đó phải nêu rõ lý do đề nghị
hiệu chỉnh. Chậm nhất (...) ngày tính từ ngày nhận được văn bản đề nghị hiệu
chỉnh, ngày vận hành thương mại của Bên bán, Bên mua phải có văn bản trả lời
việc hiệu chỉnh. Trường hợp không chấp thuận đề nghị hiệu chỉnh ngày vận hành
thương mại của Bên bán, Bên mua phải nêu rõ lý do.
Điều 6. Trách nhiệm đấu nối và
hệ thống đo đếm
1. Trách nhiệm đấu nối
Bên bán có trách nhiệm:
a) Thỏa thuận, đầu tư, quản lý, vận
hành các trang thiết bị để đấu nối, truyền tải và giao điện cho Bên mua đến điểm
giao nhận điện theo Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban
hành, Quy chuẩn và tiêu chuẩn kỹ thuật ngành điện có liên quan;
b) Thỏa thuận, đầu tư, lắp đặt,
quản lý, vận hành và bảo dưỡng thiết bị thuộc hệ thống thu thập, truyền số
liệu, hệ thống rơ le bảo vệ và tự động điều khiển của Nhà máy điện để ghép nối
với hệ thống SCADA/EMS giữa Nhà máy điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện quốc gia phục vụ cho vận hành Nhà máy điện trong thị trường
điện.
2. Hệ thống đo đếm
a) Bên bán có trách nhiệm đầu tư,
lắp đặt, quản lý, vận hành, bảo dưỡng và kiểm định định kỳ hàng năm thiết bị
của hệ thống đo đếm chính và hệ thống đo đếm dự phòng phù hợp với Quy định đo
đếm điện năng do Bộ Công Thương ban hành. Việc kiểm tra, kiểm định thiết bị đo
đếm hoặc xác nhận độ chính xác của thiết bị đo đếm phải do tổ chức có thẩm
quyền hoặc được ủy quyền thực hiện. Các thiết bị đo đếm phải được niêm phong,
kẹp chì sau khi kiểm định;
b) Trường hợp cần thiết, một bên có
quyền yêu cầu kiểm tra bổ sung hoặc kiểm định bất thường thiết bị và hệ thống
đo đếm. Bên bán có trách nhiệm tổ chức kiểm tra, kiểm định khi nhận được yêu
cầu của Bên mua. Trường hợp sai số của thiết bị đo đếm được kiểm tra, kiểm định
bất thường lớn hơn giới hạn cho phép thì Bên bán phải trả chi phí cho việc kiểm
tra, kiểm định bất thường. Trường hợp sai số của thiết bị đo đếm được kiểm tra,
kiểm định bất thường trong phạm vi giới hạn cho phép thì chi phí kiểm định do
bên đề nghị thanh toán;
c) Bên bán có nghĩa vụ thông báo
cho Bên mua kết quả kiểm định thiết bị đo đếm. Bên bán có nghĩa vụ thông báo
trước cho Bên mua việc kiểm tra, kiểm định hệ thống đo đếm. Bên mua có trách
nhiệm cử người tham gia chứng kiến quá trình kiểm tra, kiểm định, dỡ niêm
phong, niêm phong và kẹp chì công tơ;
d) Trường hợp thiết bị đo đếm có
sai số lớn hơn mức cho phép theo Quy định đo đếm điện năng do Bộ Công Thương
ban hành, Bên bán có trách nhiệm hiệu chỉnh hoặc thay thế thiết bị đo đếm đó.
Trường hợp một bên cho rằng công tơ bị hỏng hoặc không hoạt động thì bên đó
phải thông báo ngay cho bên kia, Bên bán có nghĩa vụ kiểm tra và sửa chữa;
đ) Sản lượng điện được xác định
theo phương thức giao nhận điện năng tại Phụ lục II của Hợp đồng.
Trường hợp Hệ thống đo đếm chính bị
sự cố hoặc kết quả kiểm định cho thấy Hệ thống đo đếm chính có mức sai số cao
hơn cấp chính xác quy định thì sản lượng điện năng mua bán giữa hai bên trong
thời gian Hệ thống đo đếm chính bị sự cố hoặc có sai số vượt quá quy định được
xác định bằng kết quả đo đếm của Hệ thống đo đếm dự phòng. Trường hợp Hệ thống
đo đếm dự phòng cũng bị sự cố hoặc kết quả kiểm định cho thấy Hệ thống đo đếm
dự phòng có sai số vượt quá mức cho phép thì lượng điện mua bán giữa hai bên
được xác định như sau:
(i) Trường hợp Hệ thống đo đếm
chính có hoạt động nhưng có mức sai số cao hơn cấp chính xác quy định thì sản
lượng điện mua bán giữa hai bên được xác định bằng kết quả đo đếm của Hệ thống
đo đếm chính được quy đổi về giá trị điện năng tương ứng với mức sai số bằng
0%. Trên cơ sở kết quả đo đếm hiệu chỉnh được hai bên thống nhất, Bên bán có
nghĩa vụ tính toán xác định khoản tiền mà một bên phải trả cho bên kia trong
thời gian Hệ thống đo đếm không chính xác;
(ii) Trường hợp Hệ thống đo đếm
chính bị sự cố không hoạt động, hai bên căn cứ vào tình trạng sự cố và sai số
thực tế của các hệ thống đo đếm trên cơ sở các biên bản của đơn vị kiểm định và
số liệu được hai bên công nhận để thống nhất phương pháp tính toán và xác định
sản lượng điện năng cần hiệu chỉnh trong thời gian đo đếm không chính xác. Nếu
không thống nhất về phương pháp và kết quả sản lượng điện năng mua bán cần hiệu
chỉnh thì hai bên có trách nhiệm thực hiện thủ tục giải quyết tranh chấp tại Điều
13 của Hợp đồng.
e) Trường hợp thiết bị đo đếm bị
cháy hoặc hư hỏng, Bên bán có nghĩa vụ thay thế hoặc sửa chữa trong thời gian
ngắn nhất để các thiết bị đo đếm đảm bảo yêu cầu kỹ thuật và hoạt động trở lại
bình thường. Các thiết bị được sửa chữa hoặc thay thế phải được kiểm định theo quy
định trước khi sử dụng.
Điều 7. Điều độ và vận hành Nhà
máy điện
1. Bên bán có trách nhiệm tuân thủ
các quy định về điều độ và vận hành Nhà máy điện trong hệ thống điện quốc gia
theo Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy định thị trường điện cạnh tranh và
Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành; Quy chuẩn
và tiêu chuẩn kỹ thuật ngành điện và các văn bản có liên quan khác. Bên bán có
nghĩa vụ bảo dưỡng, vận hành các tổ máy của Nhà máy điện theo đặc tính kỹ thuật
tại Phụ lục I và Phụ lục III của Hợp đồng.
2. Bên bán có nghĩa vụ lắp đặt, vận
hành và bảo dưỡng các thiết bị để hòa đồng bộ Nhà máy điện với hệ thống điện
quốc gia. Bên bán có trách nhiệm tuân thủ Quy định hệ thống điện truyền tải do
Bộ Công Thương ban hành, Quy chuẩn và tiêu chuẩn kỹ thuật ngành điện và các quy
định khác có liên quan khi hòa đồng bộ Nhà máy điện với hệ thống điện quốc gia.
3. Trường hợp phương thức vận hành
hệ thống điện quốc gia đe dọa gây sự cố các thiết bị chính của Nhà máy điện,
gây thương tích hoặc thiệt hại về người và thiết bị, Bên bán có quyền tách các
tổ máy ra ngoài Hệ thống điện quốc gia.
Điều 8. Lập hóa đơn và thanh
toán
1. Lập hóa đơn và thanh toán tiền
điện
- Giai đoạn Nhà máy điện chưa tham
gia thị trường điện cạnh tranh [...];
- Giai đoạn Nhà máy điện trực tiếp
tham gia thị trường điện cạnh tranh:
Bên bán gửi thông báo thanh toán
tiền điện kèm theo hồ sơ thanh toán của tháng trước liền kề cho Bên mua theo
trình tự, thủ tục thanh toán quy định tại Quy định thị trường điện cạnh tranh.
a) Trước ngày (...) hàng tháng, Bên
bán gửi thông báo thanh toán tiền điện kèm theo hồ sơ thanh toán của tháng
trước liền kề cho Bên mua.
b) Trong thời hạn (...) ngày tính
từ ngày nhận được hồ sơ thanh toán, Bên mua kiểm tra tính chính xác của hồ sơ
thanh toán. Trường hợp phát hiện có sai sót, Bên mua thông báo bằng văn bản cho
Bên bán để hoàn chỉnh hồ sơ thanh toán. Sau khi kiểm tra hồ sơ thanh toán, Bên
mua gửi thông báo xác nhận hồ sơ thanh toán cho Bên bán;
c) Trước ngày (...) hàng tháng, Bên
bán phát hành và gửi hóa đơn thanh toán cho Bên mua. Hóa đơn thanh toán được
lập theo quy định của Bộ Tài chính;
d) Đến ngày thanh toán do hai bên
thỏa thuận, Bên mua có nghĩa vụ thanh toán toàn bộ khoản tiền ghi trong hóa đơn
thanh toán tiền điện của tháng trước liền kề bằng phương thức chuyển khoản. Phí
chuyển khoản do Bên mua chịu;
đ) Trường hợp tại thời điểm phát
hành hóa đơn thanh toán mà không có đủ số liệu để lập hóa đơn, Bên bán có quyền
tạm tính tiền điện thanh toán trên cơ sở ước tính hợp lý các số liệu còn thiếu.
Khoản tiền thanh toán hiệu chỉnh được bù trừ vào tiền điện thanh toán của tháng
có số liệu chính thức.
2. Tranh chấp trong thanh toán
a) Trường hợp không đồng ý với một
phần hoặc toàn bộ khoản tiền ghi trong hóa đơn thanh toán, Bên mua phải thông
báo bằng văn bản trước ngày đến hạn thanh toán về khoản tiền ghi trong hóa đơn
và lý do không đồng ý. Bên mua có nghĩa vụ thanh toán toàn bộ khoản tiền không
tranh chấp trước hoặc trong ngày đến hạn thanh toán;
b) Trong thời hạn 15 ngày tính từ
ngày nhận được thông báo về khoản tiền tranh chấp, Bên bán phải gửi văn bản trả
lời cho Bên mua. Trường hợp hai bên không thống nhất về khoản tiền tranh chấp,
một trong hai bên có quyền thực hiện các quy định giải quyết tranh chấp tại Điều
13 của Hợp đồng.
Trường hợp tranh chấp phát sinh từ
thông tin trong bản kê thanh toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện quốc gia, các bên phải áp dụng các quy định giải quyết tranh chấp
trong thị trường điện quy định tại Quy định thị trường điện cạnh tranh do Bộ
Công Thương ban hành.
c) Trường hợp một bên không có văn
bản thông báo tranh chấp về khoản tiền thanh toán trong thời hạn 30 ngày tính
từ ngày phát hành hóa đơn thì bên đó được xem là từ bỏ quyền khiếu nại về khoản
tiền phải thanh toán trong hóa đơn đã phát hành.
3. Xác định tiền lãi
Việc tính lãi được áp dụng cho:
a) Khoản tiền điện hàng tháng chậm
trả khi đến hạn thanh toán quy định tại Điểm d Khoản 1 Điều này;
b) Khoản tiền phải trả theo quyết
định giải quyết tranh chấp quy định tại Điều 13 của Hợp đồng;
c) Khoản hiệu chỉnh tiền điện phải
thanh toán hàng tháng theo quy định tại Điểm đ Khoản 1 Điều này.
Tiền lãi được ghép lãi hàng tháng
từ ngày ngay sau ngày đến hạn thanh toán đến ngày thanh toán thực tế với lãi
suất được tính bằng trung bình của lãi suất tiền gửi bằng đồng Việt Nam vào
ngày đến hạn thanh toán tại hóa đơn, kỳ hạn 12 tháng trả sau dành cho khách
hàng cá nhân của bốn ngân hàng thương mại gồm Ngân hàng thương mại cổ phần
Ngoại thương Việt Nam, Ngân hàng thương mại cổ phần Công thương Việt Nam, Ngân
hàng thương mại cổ phần Đầu tư và Phát triển Việt Nam, Ngân hàng Nông nghiệp và
phát triển nông thôn Việt Nam hoặc đơn vị kế thừa hợp pháp của các ngân hàng này
cộng biên lãi suất 3%/năm.
4. Bù trừ
Các bên có thể bù trừ khoản nợ, các
khoản tiền tranh chấp đã được giải quyết, các khoản tiền hiệu chỉnh và tiền lãi
vào tiền điện thanh toán hàng tháng khi lập hóa đơn cho tháng thanh toán gần
nhất.
Điều 9. Sự kiện ảnh hưởng việc
thực hiện Hợp đồng và chế tài áp dụng
1. Các sự kiện ảnh hưởng việc thực
hiện Hợp đồng của Bên mua
a) Các sự kiện liên quan đến giải
thể, phá sản của Bên bán gồm:
(i) Bên bán bị giải thể (trừ khi
việc giải thể là để sáp nhập hoặc hợp nhất);
(ii) Bên bán không có khả năng
thanh toán các khoản nợ đến hạn;
(iii) Bên bán thực hiện việc chuyển
nhượng hoặc sáp nhập toàn bộ công ty với bên chủ nợ hoặc sáp nhập vì lợi ích
của bên chủ nợ;
(iv) Bên bán có quyết định của tòa
án về việc mở thủ tục phá sản đối với Bên bán.
b) Bên bán vi phạm nghiêm trọng các
nghĩa vụ theo quy định của Hợp đồng và vi phạm này không được khắc phục trong
thời hạn 90 ngày tính từ ngày có thông báo của Bên mua về hành vi vi phạm đó;
c) Bên bán bị đình chỉ hoạt động
theo quyết định của cơ quan có thẩm quyền.
2. Các sự kiện ảnh hưởng việc thực
hiện Hợp đồng của Bên bán
a) Các sự kiện liên quan đến giải
thể, phá sản của Bên mua gồm:
(i) Bên mua bị giải thể (trừ khi
việc giải thể là để sáp nhập hoặc hợp nhất);
(ii) Bên mua không có khả năng
thanh toán các khoản nợ đến hạn;
(iii) Bên mua thực hiện việc chuyển
nhượng hoặc sáp nhập toàn bộ công ty với bên chủ nợ hoặc sáp nhập vì lợi ích
của bên chủ nợ;
(iv) Bên mua có quyết định của tòa
án về việc mở thủ tục phá sản đối với Bên mua.
b) Bên mua vi phạm nghiêm trọng các
nghĩa vụ theo quy định Hợp đồng và vi phạm này không được khắc phục trong thời
hạn 90 ngày tính từ ngày có thông báo của Bên bán về hành vi vi phạm đó;
c) Bên mua bị đình chỉ hoạt động
theo quyết định của cơ quan có thẩm quyền.
3. Chế tài áp dụng
a) Trường hợp xảy ra sự kiện ảnh
hưởng việc thực hiện Hợp đồng của một bên, bên bị ảnh hưởng có quyền áp dụng
các chế tài được quy định tại Điều 10 của Hợp đồng đối với bên gây ra ảnh
hưởng;
b) Chế tài áp dụng trong Hợp đồng này
không loại trừ lẫn nhau và không làm ảnh hưởng tới việc thực hiện các chế tài
khác.
Điều 10. Chấm dứt Hợp đồng
1. Chấm dứt Hợp đồng theo thỏa
thuận
Các bên có quyền thỏa thuận bằng
văn bản để chấm dứt Hợp đồng trước thời hạn. Đối với nhà máy điện tham gia thị
trường điện cạnh tranh, phù hợp với thiết kế thị trường điện, các bên có quyền
thỏa thuận để chấm dứt hợp đồng trước thời hạn theo văn bản của cơ quan nhà
nước để ký hợp đồng mua bán điện theo quy định mới.
2. Đơn phương chấm dứt Hợp đồng
a) Trường hợp xảy ra sự kiện ảnh
hưởng việc thực hiện Hợp đồng theo quy định tại Điểm a, Điểm c Khoản 1; Điểm a,
Điểm c Khoản 2 Điều 9 Hợp đồng và sự kiện này kéo dài làm ảnh hưởng tới một bên
trong Hợp đồng, bên bị ảnh hưởng có quyền đơn phương chấm dứt Hợp đồng sau 90
ngày tính từ ngày gửi thông báo cho bên kia;
b) Trường hợp xảy ra sự kiện bất
khả kháng đối với một bên và sự kiện này kéo dài từ 180 ngày trở lên, bên kia
có quyền đơn phương chấm dứt Hợp đồng sau 30 ngày tính từ ngày gửi thông báo;
c) Trường hợp xảy ra sự kiện ảnh
hưởng việc thực hiện Hợp đồng của một bên theo quy định tại Điểm b Khoản 1, Điểm
b Khoản 2 Điều 9 Hợp đồng, bên bị ảnh hưởng có quyền đơn phương chấm dứt Hợp
đồng sau 30 ngày tính từ ngày gửi thông báo.
Điều 11. Bồi thường thiệt hại
1. Bên vi phạm có trách nhiệm bồi
thường thiệt hại do hành vi vi phạm gây ra cho Bên bị vi phạm về những tổn
thất, thiệt hại hay các chi phí mà Bên bị vi phạm phải chịu trong quá trình
thực hiện các quyền và nghĩa vụ của mình theo Hợp đồng. Cách tính toán giá trị
thiệt hại thực hiện theo quy định tại Bộ luật Dân sự.
2. Trong trường hợp có yêu cầu bồi
thường, bên được bồi thường thông báo ngay bằng văn bản cho bên bồi thường xác
định tính chất của sự việc yêu cầu được bồi thường. Sự chậm trễ của bên được
bồi thường trong việc gửi thông báo không ảnh hưởng đến nghĩa vụ bồi thường của
bên bồi thường, trừ trường hợp bên bồi thường thực sự bị thiệt hại vì sự chậm
trễ thông báo của bên được bồi thường.
Điều 12. Các trường hợp miễn
trách nhiệm đối với hành vi vi phạm
1. Bên vi phạm hợp đồng được miễn
trách nhiệm trong các trường hợp sau đây:
a) Xảy ra trường hợp miễn trách
nhiệm mà các bên đã thỏa thuận;
b) Hành vi vi phạm của một bên hoàn
toàn do lỗi của bên kia;
c) Hành vi vi phạm của một bên do
thực hiện quyết định của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền mà các bên
không thể biết được vào thời điểm giao kết hợp đồng;
d) Xảy ra trường hợp bất khả kháng
Bất khả kháng là các sự kiện, các
tình huống xảy ra không thể tránh được, ngoài khả năng kiểm soát của một bên
làm ngăn cản hoặc gây trì hoãn việc thực hiện một phần hoặc toàn bộ nghĩa vụ
theo Hợp đồng của bên đó mặc dù đã thực hiện các biện pháp hợp lý, bao gồm
nhưng không giới hạn các sự kiện hoặc tình huống sau:
i) Quyết định của tòa án hoặc cơ
quan có thẩm quyền ảnh hưởng bất lợi đến khả năng thực hiện nghĩa vụ theo Hợp
đồng của một bên;
ii) Các sự kiện do thiên tai như
cháy, nổ, hạn hán, lũ lụt, núi lửa phun trào, động đất, lở đất, triều cường,
bão, lốc xoáy, bão lớn hoặc các sự kiện tương tự;
iii) Bạo động, biểu tình, nổi loạn,
phiến loạn, các hoạt động của chiến tranh dù chiến tranh có được tuyên bố hay
không, các hoạt động chống đối, khủng bố, phá hoại, cấm vận, phong tỏa, kiểm
dịch hoặc các sự kiện tương tự;
iv) Nhà máy điện hoặc các tài sản
của Bên bán bị quốc hữu hóa, tước quyền sở hữu hoặc tịch thu theo quyết định
của cơ quan nhà nước có thẩm quyền;
v) Bên bán không được các cơ quan
có thẩm quyền cấp các văn bản cho phép, các văn bản phê duyệt cần thiết mặc dù
Bên bán đã tuân thủ các nghĩa vụ được quy định theo pháp luật liên quan đến
việc cấp các văn bản cho phép, văn bản phê duyệt đó.
2. Thông báo và xác nhận trường hợp
miễn trách nhiệm
a) Bên vi phạm hợp đồng phải thông
báo ngay bằng văn bản cho bên kia về trường hợp được miễn trách nhiệm và những
hậu quả có thể xảy ra;
b) Khi trường hợp miễn trách nhiệm
chấm dứt, bên vi phạm hợp đồng phải thông báo ngay cho bên kia biết; nếu bên vi
phạm không thông báo hoặc thông báo không kịp thời cho bên kia thì phải bồi
thường thiệt hại;
c) Bên vi phạm có nghĩa vụ chứng
minh với bên bị vi phạm về trường hợp miễn trách nhiệm của mình.
3. Miễn trách nhiệm do sự kiện bất
khả kháng, từ chối thực hiện hợp đồng trong trường hợp bất khả kháng
a) Bên vi phạm hợp đồng do sự kiện
bất khả kháng có trách nhiệm thường xuyên cung cấp các báo cáo cho bên kia về
quá trình thực hiện các biện pháp khắc phục sự kiện bất khả kháng hoặc các
thông tin khác theo yêu cầu hợp lý của bên kia để chứng minh việc viện dẫn sự
kiện bất khả kháng; thông báo cho bên kia về thời điểm kết thúc sự kiện bất khả
kháng trong thời hạn 48 giờ từ thời điểm kết thúc, trừ trường hợp mất thông tin
liên lạc;
b) Bên bị ảnh hưởng vì sự kiện bất
khả kháng chỉ được miễn trách nhiệm liên quan tới việc không thực hiện hoặc
chậm thực hiện các nghĩa vụ theo Hợp đồng do sự kiện bất khả kháng gây ra sau
khi đã có thông báo và thực hiện trách nhiệm khắc phục theo quy định tại Điểm a
Khoản này;
c) Trong trường hợp bất khả kháng,
nếu một bên bị cản trở thực hiện nghĩa vụ theo Hợp đồng trong thời hạn 180 ngày
hoặc trong thời hạn dài hơn, một trong hai bên có quyền đơn phương chấm dứt Hợp
đồng theo quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều 10 Hợp đồng.
Điều 13. Giải quyết tranh chấp
1. Trường hợp xảy ra tranh chấp
giữa các bên trong Hợp đồng, bên tranh chấp phải thông báo bằng văn bản cho bên
kia về nội dung tranh chấp. Các bên có trách nhiệm trao đổi để giải quyết tranh
chấp trong thời hạn 60 ngày tính từ ngày có thông báo của bên đưa ra tranh
chấp. Đối với các tranh chấp về thanh toán các khoản chi phí, các bên có trách
nhiệm trao đổi trong thời hạn 15 ngày. Các bên có quyền thỏa thuận bằng văn bản
về việc kéo dài thời hạn trao đổi để giải quyết tranh chấp.
2. Trường hợp hai bên không thể
giải quyết tranh chấp thông qua trao đổi trong thời hạn quy định tại Khoản 1 Điều
này, hai bên thống nhất chuyển vụ việc tranh chấp đến Cục Điều tiết điện lực
hoặc cơ quan giải quyết tranh chấp khác do hai bên thống nhất lựa chọn để giải
quyết hoặc do một trong hai bên khởi kiện tranh chấp theo quy định của pháp luật
có liên quan.
Điều 14. Tái cơ cấu ngành điện
và chuyển giao quyền và nghĩa vụ
1. Tái cơ cấu ngành điện và chuyển
giao quyền và nghĩa vụ tại Bên mua
Hai bên thống nhất chấp nhận trường
hợp Bên mua có thể phải tổ chức lại, tái cơ cấu hoặc giải thể hoặc bị loại bỏ
dần chức năng mua điện để thực hiện kế hoạch chuyển đổi mô hình hoạt động của
ngành điện trong các cấp độ thị trường điện cạnh tranh theo lộ trình đã được
Thủ tướng Chính phủ phê duyệt hoặc các văn bản thay thế sau này. Khi cơ quan
nhà nước có thẩm quyền có quyết định về việc tổ chức lại, tái cơ cấu hoặc giải
thể, Bên mua có quyền chuyển giao toàn bộ hay một phần các quyền và nghĩa vụ
của mình theo Hợp đồng mà không cần có sự chấp thuận của Bên bán cho một hoặc
nhiều đơn vị kế thừa do cơ quan nhà nước có thẩm quyền quyết định và các đơn vị
này có trách nhiệm thực hiện các quyền, nghĩa vụ pháp lý của Bên mua theo quy
định của pháp luật.
Bên bán phải có văn bản chấp thuận
mọi sự chuyển giao hoặc ủy quyền thực hiện các quyền, nghĩa vụ theo Hợp đồng này
của Bên mua.
2. Chuyển giao quyền và nghĩa vụ
của Bên bán
Bên bán chỉ có quyền chuyển giao
quyền và nghĩa vụ của mình theo Hợp đồng cho một hoặc nhiều đơn vị kế thừa khi
có sự thỏa thuận trước bằng văn bản của Bên mua. Văn bản thỏa thuận của Bên mua
không được từ chối không có lý do việc thực hiện chuyển giao hoặc ủy quyền này
của Bên bán, trừ trường hợp Bên bán có thể ủy quyền hay chuyển nhượng mà không
cần có thỏa thuận với Bên mua về một số hoặc tất cả các quyền và nghĩa vụ theo
Hợp đồng của Bên bán liên quan đến cấp vốn hoặc các thu xếp tài chính khác cho
Nhà máy điện. Hợp đồng này tiếp tục có hiệu lực để mang lại lợi ích và việc
thực hiện các nghĩa vụ của các đơn vị kế thừa hoặc đơn vị được ủy thác hoặc đơn
vị được chuyển giao của Bên bán.
3. Giai đoạn chuyển tiếp của thị
trường điện cạnh tranh
Trong thời hạn Hợp đồng, trường hợp
thị trường bán buôn điện cạnh tranh được thay thế bằng loại hình thị trường
khác do cơ quan nhà nước có thẩm quyền quyết định, trong trường hợp cần thiết
các bên có nghĩa vụ đàm phán để sửa đổi hoặc thay thế Hợp đồng này phù hợp với
cấu trúc thị trường điện mới với điều kiện giá điện của Hợp đồng đối với các
bên không thay đổi.
Điều 15. Lưu giữ hồ sơ và cung
cấp thông tin
1. Lưu giữ hồ sơ
Các bên có nghĩa vụ lưu giữ các hồ
sơ, dữ liệu, tài liệu hoặc các thông tin cần thiết để xác minh tính chính xác
của hóa đơn, các loại giá hoặc các tính toán theo Hợp đồng hoặc để xác minh các
bên đã tuân thủ các nội dung của Hợp đồng.
2. Cung cấp thông tin
Mỗi bên có trách nhiệm cung cấp số
liệu, tài liệu hoặc các chứng từ cần thiết trong mức độ hợp lý cho bên kia để
xác minh tính chính xác của các hóa đơn thanh toán, cách tính giá hoặc các tính
toán theo Hợp đồng hoặc để xác minh các bên đã tuân thủ các nội dung của Hợp
đồng.
Điều 16. Các chi phí khác
Mỗi bên có trách nhiệm nộp các khoản
thuế và phí hoặc thanh toán các khoản nợ phát sinh của mình khi thực hiện Hợp
đồng. Hai bên thống nhất Hợp đồng này không bao gồm chi phí truyền tải điện,
chi phí phân phối điện, chi phí đấu nối hoặc các chi phí tương tự khác và mỗi
bên phải có trách nhiệm thanh toán các loại chi phí đó theo quy định của pháp luật.
Điều 17. Đại diện có thẩm quyền
và trao đổi thông tin
1. Đại diện có thẩm quyền
Đại diện có thẩm quyền của hai bên
trong Hợp đồng là:
|
Bên bán:
______________________________
______________________________
|
Bên mua:
______________________________
______________________________
|
2. Trao đổi thông tin
a) Các thông báo, hóa đơn hoặc các
trao đổi thông tin cần thiết khác trong quá trình thực hiện Hợp đồng phải được
lập thành văn bản, nêu rõ ngày lập, sự liên quan đến Hợp đồng. Trường hợp gửi
bằng fax thì phải gửi bản gốc đến sau bằng dịch vụ bưu điện với bưu phí đã được
trả trước. Thông báo, hóa đơn hoặc các trao đổi thông tin phải được gửi theo
các địa chỉ sau:
|
Bên bán:
|
______________________________
______________________________
|
|
Bên mua:
|
______________________________
______________________________
|
b) Thông báo, hóa đơn hoặc các trao
đổi thông tin khác được gửi theo các hình thức quy định tại Điểm a Khoản này
được xem là đã được giao và nhận tại thời điểm:
(i) Khi giao, trong trường hợp giao
tận tay; hoặc:
(ii) Khi ký nhận thư bảo đảm, trong
trường hợp gửi bằng thư bảo đảm; hoặc:
(iii) Tại thời điểm thực tế nhận
được fax, trong trường hợp truyền bằng fax, với điều kiện là người gửi đã nhận
được xác nhận việc truyền không bị lỗi; hoặc:
(iv) Tại thời điểm văn thư của cơ
quan xác nhận công văn đến, trong trường hợp gửi bằng thư thường.
Điều 18. Bảo mật thông tin
Mỗi bên có nghĩa vụ bảo mật thông
tin, tài liệu do bên kia cung cấp theo Hợp đồng và không công bố, công khai hay
sử dụng các tài liệu, thông tin đó cho các mục đích khác ngoài mục đích thực
hiện nghĩa vụ của bên đó theo Hợp đồng, trừ các trường hợp:
1. Công bố hoặc sử dụng các thông
tin, tài liệu theo quy định của pháp luật.
2. Các tài liệu, thông tin được yêu
cầu cung cấp cho các cơ quan có thẩm quyền.
3. Các tài liệu, thông tin đó đã
được công bố công khai không phải từ các bên trong Hợp đồng.
Điều 19. Các thỏa thuận khác
1. Sửa đổi, bổ sung Hợp đồng
Mọi sửa đổi, bổ sung Hợp đồng phải
được các bên thỏa thuận bằng văn bản và được Cục Điều tiết điện lực kiểm tra, có
ý kiến bằng văn bản.
2. Hợp đồng hoàn chỉnh
Hợp đồng này là thỏa thuận hoàn
chỉnh cuối cùng giữa các bên tham gia và thay thế các nội dung đã thảo luận,
thông tin, thư tín trao đổi liên quan trước khi ký kết Hợp đồng.
3. Bên thứ ba
Hợp đồng này chỉ phục vụ cho lợi
ích của hai bên và không tạo ra quyền lợi hay nghĩa vụ cho bên thứ ba.
4. Không liên doanh
Hợp đồng này không phải hợp đồng
liên doanh, liên kết giữa các bên hay áp đặt nghĩa vụ hoặc trách nhiệm pháp lý
mang tính chất liên doanh, liên kết lên một trong hai bên. Không bên nào có
quyền tham gia ký kết hợp đồng hoặc thay mặt bên kia với vai trò là một đại lý
hoặc người đại diện để thực hiện các nghĩa vụ với bên kia.
5. Từ bỏ thực hiện quyền
Việc từ bỏ thực hiện quyền theo Hợp
đồng của một bên phải được lập thành văn bản và do đại diện có thẩm quyền của
bên đó ký. Việc không thực hiện hay chậm thực hiện quyền của một bên theo Hợp
đồng này không được hiểu là sự từ bỏ các quyền đó.
6. Thực hiện nghĩa vụ còn lại
Việc hủy bỏ, chấm dứt hoặc hết thời
hạn Hợp đồng không làm chấm dứt thực hiện nghĩa vụ còn lại của các bên theo Hợp
đồng.
7. Luật áp dụng
Việc giải thích và thực hiện Hợp
đồng này được thực hiện theo quy định của pháp luật Việt Nam.
8. Tính độc lập của các nội dung
Hợp đồng
Trường hợp một phần nội dung trong
Hợp đồng không phù hợp với quy định của pháp luật hoặc vô hiệu theo quyết định
của cơ quan nhà nước có thẩm quyền thì các nội dung khác của Hợp đồng vẫn có
hiệu lực nếu phần còn lại thể hiện đầy đủ nội dung mà không liên quan tới phần
bị vô hiệu.
Hợp đồng được lập thành 09 bản có
giá trị như nhau, mỗi bên giữ 04 bản. Bên bán có trách nhiệm gửi một bản tới
Cục Điều tiết điện lực.
|
ĐẠI
DIỆN BÊN MUA
(Chức danh)
(Đóng dấu và chữ ký)
(Họ tên đầy đủ)
|
ĐẠI
DIỆN BÊN BÁN
(Chức danh)
(Đóng dấu và chữ ký)
(Họ tên đầy đủ)
|
Phụ
lục I
CÁC
THÔNG SỐ CHÍNH CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN
(Kèm
theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)
Bao
gồm các mô tả, biểu đồ và đặc điểm kỹ thuật của Nhà máy điện
Phụ
lục II
HỆ
THỐNG ĐO ĐẾM VÀ THU THẬP SỐ LIỆU
(Kèm
theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)
I. VỊ TRÍ LẮP ĐẶT VÀ TÍNH NĂNG
CỦA HỆ THỐNG ĐO ĐẾM
1. Vị trí lắp đặt hệ thống đo đếm:
2. Tính năng của hệ thống đo đếm
phải phù hợp với quy định tại Thông tư quy định đo đếm điện năng do Bộ Công
Thương ban hành.
II. YÊU CẦU KỸ THUẬT CỦA HỆ
THỐNG ĐO ĐẾM
Các yêu cầu kỹ thuật của thiết bị
đo đếm, yêu cầu kỹ thuật mạch đo đếm, biện pháp niêm phong kẹp chì và yêu cầu
về hệ thống thu thập và đọc số liệu công tơ phải phù hợp với Quy định đo đếm
điện năng do Bộ Công Thương ban hành.
III. VỊ TRÍ ĐO ĐẾM
Hai bên thống nhất sử dụng các vị
trí đo đếm hiện tại của Nhà máy điện như sau:
Vị trí đo đếm chính:
Vị trí đo đếm dự phòng 1:
Vị trí đo đếm dự phòng 2:
Vị trí đo đếm phục vụ vận hành và
đối soát số liệu thị trường điện:
IV. PHƯƠNG THỨC XÁC ĐỊNH SẢN
LƯỢNG ĐIỆN NĂNG GIAO NHẬN
1. Sản lượng điện giao nhận
a) Sản lượng điện Bên bán trong
tháng thanh toán được tính theo công thức:
AG
=
AG: Lượng điện năng Bên
mua thanh toán cho Bên bán trong tháng thanh toán, (kWh).
b) Sản lượng điện Bên bán nhận từ hệ
thống điện quốc gia trong tháng thanh toán được tính theo công thức:
AN
=
Trong đó:
AN: Lượng điện năng nhận
từ lưới của các điểm đo trong tháng (kWh).
2. Trong giai đoạn thị trường điện
cạnh tranh, phương thức giao nhận điện năng hàng tháng phải phù hợp với quy
định đo đếm điện năng trong thị trường điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban
hành.
Phụ
lục III
THỎA
THUẬN CÁC ĐẶC TÍNH VẬN HÀNH
(Kèm
theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)
Phụ
lục IV
THỎA
THUẬN HỆ THỐNG SCADA/EMS, THÔNG TIN LIÊN LẠC, RƠ LE BẢO VỆ VÀ TỰ ĐỘNG
(Kèm
theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)
Phụ
lục V
GIÁ
MUA BÁN ĐIỆN, TIỀN ĐIỆN THANH TOÁN
(Kèm
theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)
I. GIÁ HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
1. Giá Hợp đồng của nhà máy
nhiệt điện
1.1. Quy định chung
Giá Hợp đồng của Nhà máy điện tại
thời điểm thanh toán tiền điện tháng t, năm j (PC,j,t) được xác định
theo công thức sau:
Trong đó:
FCj: Giá cố định năm j
(đồng/kWh);
FOMCj,t: Giá vận hành và
bảo dưỡng cố định tháng t, năm j (đồng/kWh);
VC j,t: Giá biến đổi
tháng t, năm j (đồng/kWh);
: Giá vận chuyển nhiên liệu chính tháng t,
năm j (đồng/kWh).
1.2. Giá cố định:
Giá cố định bình quân nhiều năm
(chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) là ... (đồng/kWh);
Giá cố định từng năm FCj
(đồng/kWh) từ ngày vận hành thương mại đến hết đời sống kinh tế nhà máy điện
(chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) áp dụng theo bảng sau:
|
Năm thứ
|
1
|
2
|
3
|
4
|
…
|
…
|
|
Giá cố định (đồng/kWh)
|
|
|
|
|
|
|
1.3. Giá vận hành và bảo dưỡng cố
định:
Giá vận hành và bảo dưỡng cố định
tháng t, năm j (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, thuế tài nguyên sử dụng
nước mặt, phí bảo vệ môi trường đối với chất thải rắn) được xác định theo công
thức sau:
Trong đó:
|
 :
|
Thành phần giá vận hành và bảo
dưỡng cố định theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác năm j (đồng/kWh);
|
|
 :
|
Thành phần giá vận hành và bảo
dưỡng cố định theo chi phí nhân công tháng t, năm j (đồng/kWh).
|
a) Thành phần giá vận hành và bảo
dưỡng cố định theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác năm j () được xác định theo công thức sau
(đồng/kWh):
Trong đó:
|
|
Thành phần giá vận hành và bảo
dưỡng cố định theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác Năm cơ sở là ...
(đồng/kWh);
|
|
i:
|
Tỷ lệ trượt thành phần giá vận
hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí khác là 2,5%/năm (hoặc theo quy định
tại Thông tư quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra
hợp đồng mua bán điện);
|
|
l:
|
Số thứ tự năm thanh toán tính từ
năm cơ sở (đối với năm cơ sở l=1).
|
b) Thành phần giá vận hành và bảo
dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j (
) được xác định theo công thức sau
(đồng/kWh):
- Trường hợp mức lương tính toán
trong phương án giá điện bằng mức lương tối thiểu vùng thì:
Trong đó:
|
 :
|
Thành phần giá vận hành và bảo
dưỡng theo chi phí nhân công năm cơ sở là ... (đồng/kWh);
|
|
Lmin,j,t:
|
Mức lương tối thiểu vùng tại thời
điểm thanh toán tháng t, năm thứ j (đồng/người/tháng);
|
|
Lmin,b:
|
Mức lương tối thiểu vùng năm cơ
sở là... (đồng/người/tháng).
|
- Trường hợp mức lương tối thiểu
tính trong phương án giá điện cao hơn mức tối thiểu vùng hoặc tổng chi phí nhân
công TCnc được tính toán theo tỷ lệ chi phí nhân công của nhà máy điện thì
thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j () được xác định theo công
thức sau (đồng/kWh):
Trong đó:
|
:
|
Thành phần giá vận hành và bảo
dưỡng theo chi phí nhân công năm cơ sở là: (đồng/kWh);
|
|
i:
|
Tỷ lệ trượt thành phần giá vận
hành và bảo dưỡng theo Chỉ số giá tiêu dùng cả nước của Việt Nam (CPI) năm
(l-1) so với năm (l-2) nhưng không vượt quá 2,5%/năm, được nêu tại chỉ số giá
tiêu dùng cả nước tháng 12 của năm liền kề trước năm j, công bố trên Trang
thông tin điện tử thống kê của Tổng cục Thống kê;
|
|
l:
|
Số thứ tự năm thanh toán tính từ
năm cơ sở (đối với năm cơ sở l = 1, i1 = 0).
|
1.4. Giá biến đổi:
Giá biến đổi tháng t, năm j VCCN,j,t
(đồng/kWh) 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 (than, khí) của nhà máy
điện tháng t, năm j (đồng/kWh);
|
|
 :
|
Thành phần giá biến đổi điều
chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy điện tháng
t, năm j (đồng/kWh);
|
|
 :
|
Thành phần giá biến đổi điều
chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện năm j (đồng/k\Vh).
|
a) Thành phần giá biến đổi điều
chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính:
Thành phần giá biến đổi điều chỉnh
theo biến động của chi phí nhiên liệu chính (than, khí) của nhà máy diện tháng
t, năm j (đồng/kWh)
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 (than, khí) của nhà máy
điện năm cơ sở là ... (đồng/kWh);
|
|
kHs:
|
Hệ số suy giảm hiệu suất (%);
|
|
l:
|
Thứ tự năm vận hành thương mại,
tính tròn năm kể từ thời điểm vận hành thương mại toàn nhà máy;
|
|
 :
|
Giá nhiên liệu chính (than, khí)
cho phát điện tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j là ... (đồng/tấn) đối
với nhiên liệu than; hoặc là ... (đồng/BTU) đối với nhiên liệu khí;
|
|
 :
|
Giá nhiên liệu chính (than, khí)
cho phát điện tại Năm cơ sở là ... (đồng/tấn) đối với nhiên liệu than; hoặc
là .... (đồng/BTU) đối với nhiên liệu khí.
|
b) Thành phần giá biến đổi điều
chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ:
Thành phần giá biến đổi điều chỉnh
theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy điện tháng t, năm j
(đồng/kWh) 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 (dầu) của nhà máy điện Năm cơ
sở là ... (đồng/kWh);
|
|
kHS:
|
Hệ số suy giảm hiệu suất (%);
|
|
l:
|
Thứ tự năm vận hành thương mại,
tính tròn năm kể từ thời điểm vận hành thương mại toàn nhà máy;
|
|
 :
|
Giá nhiên liệu phụ (dầu) cho phát
điện tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j là ... (đồng/kg);
|
|
 :
|
Giá nhiên liệu phụ (dầu) cho phát
điện tại Năm cơ sở là ... (đồng/kg).
|
c) Thành phần giá biến đổi điều
chỉnh theo biến động khác:
Thành phần giá biến đổi điều chỉnh
theo biến động khác của nhà máy điện năm j (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
|
:
|
Thành phần giá biến đổi điều
chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện Năm cơ sở là ... (đồng/kWh);
|
|
kHs:
|
Hệ số suy giảm hiệu suất (%);
|
|
l:
|
Thứ tự năm vận hành thương mại,
tính tròn năm kể từ thời điểm vận hành thương mại toàn nhà máy;
|
|
i:
|
Tỷ lệ trượt thành phần giá biến
đổi điều chỉnh theo biến động khác là 2,5%/năm (hoặc theo quy định tại Thông
tư quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng
mua bán điện).
|
1.5. Giá vận chuyển nhiên liệu
chính:
Giá vận chuyển nhiên liệu chính của
nhà máy điện tháng t, năm j (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
|
 :
|
Giá biến đổi đặc thù của nhà máy
điện Năm cơ sở là ... (đồng/kWh);
|
|
 :
|
Cước phí vận chuyển nhiên liệu
chính (than, khí) và chi phí khác cho phát điện tại thời điểm thanh toán
tháng t, năm j là ... (đồng/tấn) đối với nhiên liệu than; hoặc là ....
(đồng/BTU) đối với nhiên liệu khí, trên cơ sở có ý kiến của bên mua điện;
|
|
 :
|
Cước phí vận chuyển nhiên liệu
chính (than, khí) và chi phí khác cho phát điện tại Năm cơ sở là ...
(đồng/tấn) đối với nhiên liệu than; hoặc là ... (đồng/BTU) đối với nhiên liệu
khí;
|
|
kHs:
|
Hệ số suy giảm hiệu suất (%);
|
|
l:
|
Thứ tự năm vận hành thương mại,
tính tròn năm kể từ thời điểm vận hành thương mại toàn nhà máy.
|
Trước khi ký kết mới hợp đồng vận
chuyển than (than trong nước và nhập khẩu) hoặc cước phí vận chuyển than khác
theo hợp đồng mua bán than, bên bán điện cung cấp các hồ sơ tài liệu để bên mua
điện có ý kiến về giá vận chuyển than trong quá trình thực hiện thanh toán chi
phí nhiên liệu than, đảm bảo hợp đồng vận chuyển than được ký kết theo quy định
hiện hành, đảm bảo giá cạnh tranh, minh bạch.
(Đối với nhiêu liệu than của hợp
đồng nhập khẩu than hoặc than được cấp từ nhiều hợp đồng: cước phí vận chuyển
than áp dụng tính toán giá hợp đồng mua bán điện theo hướng dẫn tại Thông tư số
13/2017/TT-BCT ngày 03 tháng 8 năm 2017).
2. Giá Hợp đồng của nhà máy thủy
điện
2.1. Quy định chung:
Giá Hợp đồng của Nhà máy điện tại
thời điểm thanh toán tiền điện tháng t, năm j (PCj,t) được xác định
theo công thức sau:
Trong đó:
FCj: Giá cố định năm j
(đồng/kWh);
FOMC j,t: Giá vận hành
và bảo dưỡng tháng t, năm j (đồng/kWh);
2.2. Giá cố định:
Giá cố định bình quân nhiều năm
(chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) là ... (đồng/kWh);
Giá cố định từng năm FCj
(đồng/kWh) từ ngày vận hành thương mại đến hết đời sống kinh tế nhà máy điện (chưa
bao gồm thuế giá trị gia tăng) áp dụng theo bảng sau:
|
Năm thứ
|
1
|
2
|
3
|
4
|
…
|
…
|
|
Giá cố định (đồng/kWh)
|
|
|
|
|
|
|
2.3. Giá vận hành và bảo dưỡng:
Giá vận hành và bảo dưỡng tháng t,
năm j (FOMCj,t) (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, thuế tài nguyên
nước, mức chi trả tiền dịch vụ môi trường rừng) được xác định theo công thức
sau:
Trong đó:
|
:
|
Thành phần giá vận hành và bảo
dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác năm j (đồng/kWh);
|
|
:
|
Thành phần giá vận hành và bảo
dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j (đồng/kWh).
|
a) Thành phần giá vận hành và bảo
dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác năm j () được xác định theo công thức sau
(đồng/kWh):
Trong đó:
|
:
|
Thành phần giá vận hành và bảo
dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác Năm cơ sở là... (đồng/kWh);
|
|
i:
|
Tỷ lệ trượt thành phần giá vận
hành và bảo dưỡng theo chi phí khác là 2,5%/năm (hoặc theo quy định tại Thông
tư quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng
mua bán điện);
|
|
l:
|
Số thứ tự năm thanh toán tính từ
Năm cơ sở (đối với Năm cơ sở l=1).
|
b) Thành phần giá vận hành và bảo
dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j () được xác định theo công thức sau
(đồng/kWh):
- Trường hợp mức lương tính toán
trong phương án giá điện bằng mức lương tối thiểu vùng thì:
Trong đó:
|
:
|
Thành phần giá vận hành và bảo
dưỡng theo chi phí nhân công năm cơ sở là ... (đồng/kWh);
|
|
Lmin,j,t:
|
Mức lương tối thiểu vùng tại thời
điểm thanh toán tháng t, năm thứ j (đồng/người/tháng);
|
|
Lmin,b:
|
Mức lương tối thiểu vùng năm cơ
sở là... (đồng/người/tháng).
|
- Trường hợp mức lương tối thiểu
tính trong phương án giá điện cao hơn mức tối thiểu vùng hoặc tổng chi phí nhân
công TCnc được tính toán theo tỷ lệ chi phí nhân công của nhà máy điện thì
thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j () được xác định theo công
thức sau (đồng/kWh):
Trong đó:
|
:
|
Thành phần giá vận hành và bảo
dưỡng theo chi phí nhân công Năm cơ sở là: (đồng/kWh);
|
|
i:
|
Tỷ lệ trượt thành phần giá vận
hành và bảo dưỡng theo Chỉ số giá tiêu dùng cả nước của Việt Nam (CPI) năm
(l-1) so với năm (l-2) nhưng không vượt quá 2,5%/năm, được nêu tại Chỉ số giá
tiêu dùng cả nước tháng 12 của năm liền kề trước năm j, công bố trên Trang
thông tin điện tử thống kê của Tổng cục Thống kê;
|
|
l:
|
Số thứ tự năm thanh toán tính từ
Năm cơ sở (đối với Năm cơ sở l = 1, iI=0)
|
II. SẢN LƯỢNG ĐIỆN NĂNG THEO HỢP
ĐỒNG
1. Sản lượng điện năng phát bình
quân nhiều năm [tại điểm giao nhận điện của nhà máy] theo thời hạn Hợp đồng của
Nhà máy điện là [...] (tr.kWh).
2. Sản lượng Hợp đồng năm, tháng do
Bên Mua và Bên Bán ký xác nhận theo Quy định thị trường điện cạnh tranh.
III. THANH TOÁN TIỀN ĐIỆN THEO
HỢP ĐỒNG
- Giai đoạn trước ngày vận hành
thương mại (nhà máy nhiệt điện)
Đối với chi phí chạy thử nghiệm thu
trước giai đoạn nhà máy nhiệt điện vận hành thương mại: Hai bên thỏa thuận theo
hướng dẫn tại Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày
19 tháng 12 năm 2014 của Bộ Công Thương và các Thông tư sửa đổi, bổ sung thay
thế.
- Giai đoạn sau ngày vận hành
thương mại
1. Trường hợp Nhà máy điện:
- Chưa tham gia thị trường điện
cạnh tranh hoặc gián tiếp tham gia thị trường điện cạnh tranh;
- Đã tham gia thị trường điện cạnh
tranh nhưng có giai đoạn dừng tham gia thị trường điện theo quyết định của cơ
quan có thẩm quyền hoặc can thiệp thị trường:
Tiền điện thanh toán (Rtt)
của Nhà máy điện được tính toán cụ thể như sau:
Rtt
= Rt x (1 + VAT)
Trong đó:
|
Rt
|
Tiền điện thanh toán cho tháng t
năm j, chưa bao gồm thuế VAT (đồng);
|
|
Rt
= (Pc,j,t x Qm,j,t + Rk + RTh)
|
|
Pc,j,t
|
Giá Hợp đồng quy định tại mục I Phụ
lục này (đồng/kWh);
|
|
Qm,j,t
|
Sản lượng điện tại điểm giao nhận
của Nhà máy điện (kWh);
|
|
Rk
|
Các chi phí khác (đồng), gồm có:
|
+ Chi phí thanh toán cho tổ máy thí
nghiệm phù hợp với lịch thử nghiệm đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện phê duyệt, được xác định bằng: (i) Phần sản lượng điện đo đếm của
tổ máy thí nghiệm trong thời gian thí nghiệm và (ii) Giá biến đổi được quy định
tại mục I Phụ lục này.
+ Các khoản thanh toán hiệu chỉnh
(nếu có) (đồng).
|
RTh
|
Tổng các khoản thuế, phí, các khoản
tiền phải nộp trong tháng theo quy định pháp luật có liên quan được Bên bán
và Bên mua thống nhất (kèm theo các chứng từ hợp lệ) (đồng);
|
|
VAT
|
Thuế suất giá trị gia tăng theo quy
định của Nhà nước (%).
|
Trường hợp Nhà máy điện được Bên
bán ký nhiều Hợp đồng với các bên mua, khoản tiền điện thanh toán Rt
(chưa bao gồm thuế VAT) được Bên bán tính toán, phân bổ cho các Bên mua theo tỷ
trọng sản lượng điện năng giao nhận trong tháng (chu kỳ thanh toán) do Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố.
2. Khi Nhà máy điện chính thức tham
gia Thị trường điện cạnh tranh,
2.1. Tổng số tiền thanh toán sai
khác theo Hợp đồng trong tháng t được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
|
 :
|
Tổng số tiền điện thanh toán sai
khác theo Hợp đồng trong tháng t (đồng) chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng;
|
|
D:
|
Tổng số ngày trong tháng t;
|
|
d:
|
Ngày giao dịch trong tháng t;
|
|
I:
|
Tổng số chu kỳ giao dịch của ngày
giao dịch d;
|
|
i:
|
Chu kỳ giao dịch i của ngày giao
dịch d;
|
|
PC,j,t:
|
Giá Hợp đồng quy định tại mục I Phụ
lục 5 của Hợp đồng;
|
|
FMPd,i:
|
Giá thị trường toàn phần áp dụng
cho đơn vị phát điện của chu kỳ giao dịch i, ngày d trong tháng t (đồng/kWh);
|
|
 :
|
Sản lượng Hợp đồng trong chu kỳ
giao dịch i, ngày d trong tháng t (kWh).
|
2.2. Tổng các khoản thanh toán khác
theo quy định của Hợp đồng gồm có:
a) Chi phí thanh toán lãi suất phạt
trả chậm theo quy định tại Điều 8 của Hợp đồng;
b) Các khoản thanh toán hiệu chỉnh
(nếu có);
c) Các chi phí khác do hai bên thỏa
thuận.
2.3. Các khoản thanh toán khác của
Nhà máy điện [ký hợp đồng mua bán điện với Bên mua điện] được xác định như sau:
a) Phần sản lượng điện năng do
chênh lệch giữa sản lượng đo đếm điện năng tháng với tổng sản lượng điện năng
đo đếm các chu kỳ giao dịch trong tháng theo Quy định thị trường điện cạnh
tranh được thanh toán theo giá Hợp đồng (Pcj,t) được quy định tại mục
I Phụ lục 5 của Hợp đồng;
b) Trong trương hợp tổ máy nhiệt
điện bị buộc phải ngừng hoặc phải ngừng 01 lò hơi để giảm công suất theo Quy
định thị trường điện cạnh tranh:
Khoản thanh toán trong trường hợp này
được xác định bằng tổng chi phí khởi động ứng với các trạng thái khởi động.
Chi phí khởi động ứng với các trạng
thái khởi động được Bên bán và Bên mua thỏa thuận từ định mức nhiên liệu, vật
liệu phụ,.. như sau […].
c) Trường hợp Nhà máy điện có tổ
máy thí nghiệm phù hợp với lịch thử nghiệm đã được Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện phê duyệt, khoản thanh toán đối với sản lượng điện phát
ra của Nhà máy điện theo Quy định thị trường điện cạnh tranh được xác định như
sau:
- Tổ máy thí nghiệm: Được tính bằng
giá biến đổi được quy định tại Mục I Phụ lục 5 của Hợp đồng;
- Tổ máy không thí nghiệm: Được
tính bằng giá Hợp đồng được quy định tại Mục I Phụ lục 5 của Hợp đồng.
d) Trường hợp nhà máy điện có tổ
máy tham gia thử nghiệm AGC theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện phê duyệt: Khoản thanh toán đối với sản lượng điện của nhà máy
điện theo Quy định thị trường điện cạnh tranh được xác định theo giá Hợp đồng
được quy định tại Mục I Phụ lục 5 của Hợp đồng;
đ) Các khoản thanh toán khác theo Quy
định thị trường điện cạnh tranh.
Các khoản thanh khác theo Quy định
thị trường điện cạnh tranh tại mục 2.3 này được Bên bán tính toán, phân bổ cho
các Bên mua theo tỷ trọng sản lượng điện năng giao nhận trong tháng (chu kỳ
thanh toán) do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố.
2.4. Tổng số tiền điện thanh toán
hàng tháng theo Hợp đồng (Rt) được xác định như sau:
Rtt
= (RTT,t + RC,t + RC,k,HĐ + RC,k,TT
+ RTh) x (1+VAT)
Trong đó:
|
RTT,t
|
Tổng các khoản thanh toán thị
trường theo bảng kê thanh toán tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện quốc gia cung cấp (đồng);
|
|
RC,t
|
Tổng số tiền điện thanh toán sai
khác theo Hợp đồng trong tháng t (đồng) được xác định tại khoản 2.1 mục này
(đồng);
|
|
RC,k,HĐ
|
Tổng các khoản thanh toán khác
theo quy định của Hợp đồng (đồng) được xác định tại Khoản 2.2 Mục này;
|
|
RC,k,TT
|
Tổng số tiền điện thanh toán khác
theo quy định thị trường điện cạnh tranh (đồng) được xác định tại Khoản 2.3 Mục
này:
|
|
RTh
|
Tổng các khoản thuế, phí, các khoản
tiền phải nộp trong tháng theo quy định pháp luật có liên quan được Bên bán
tính toán, phân bổ cho các Bên mua theo tỷ trọng sản lượng điện năng giao
nhận trong tháng (chu kỳ thanh toán) do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện công bố (kèm theo các chứng từ hợp lệ) (đồng);
|
|
VAT
|
Thuế suất thuế giá trị gia tăng
được xác định theo quy định hiện hành (%).
|
2.5. Chênh lệch tỷ giá (FED): Hàng
năm, hai bên báo cáo Bộ Công Thương, Cục Điều tiết điện lực kết quả tính toán
chênh lệch tỷ giá VNĐ/USD của năm trước liền kề, đề xuất phương án thanh toán.
Chênh lệch tỷ giá (đồng) được tính toán theo công thức sau:
Trong đó:
|
n
|
Số lần thanh toán ngoại tệ USD
trong năm tính toán (lần);
|
|
Dj
|
Số nợ gốc bằng USD đã trả thực tế
lần j trong năm tính toán. Tổng nợ gốc bằng USD đã trả thực tế trong năm tính
toán không lớn hơn tổng nợ gốc bằng USD tại năm tương ứng trong phương án giá
điện hai bên thống nhất theo bảng sau:
|
|
Năm
1
|
Năm
2
|
Năm
3
|
Năm
4
|
Năm
5
|
Năm
…
|
|
|
|
|
|
|
|
λj: Tỷ giá quy đổi
VNĐ/USD lần thanh toán j trong năm của khoản Dj;
λb: Tỷ giá VNĐ/USD cơ sở
hai bên thống nhất trong phương án giá điện (…..VNĐ/USD)
Phụ
lục VI
CÁC
THÔNG SỐ CHÍNH TRONG TÍNH TOÁN GIÁ ĐIỆN
Phụ
lục VII
CÁC
MỐC TIẾN ĐỘ DỰ ÁN
(Kèm
theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)
I. CÁC MỐC TIẾN ĐỘ DỰ ÁN
|
1. Ngày khởi công chính thức xây
dựng Nhà máy điện:
|
[…]
|
|
2. Ngày bắt đầu tiến hành thí
nghiệm liên động:
|
[…]
|
|
3. Ngày đóng điện lần đầu:
|
[…]
|
|
4. Ngày thử nghiệm:
|
[…]
|
|
5. Ngày vận hành thương mại của
tổ máy i:
|
[…]
|
|
6. Ngày vận hành thương mại Nhà
máy điện:
|
[…]
|
II. CÁC TÀI LIỆU BÊN BÁN PHẢI
CUNG CẤP CHO BÊN MUA
Bên bán có nghĩa vụ cung cấp cho
Bên mua bản sao hợp lệ các tài liệu để công nhận Ngày vận hành thương mại như
sau: [...].
Phụ
lục VIII
QUY
TRÌNH THỬ NGHIỆM
(Kèm
theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)
Phụ
lục IX
MẪU
BIỂU BÁO CÁO TÌNH HÌNH THANH TOÁN TIỀN ĐIỆN
Quý...
năm...
(Kèm
theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)
|
TT
|
Nội
dung
|
Đơn
vị tính
|
Tháng
…
|
Tháng
…
|
Tháng
…
|
|
A
|
Tình hình thanh toán tiền điện
(chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng)
|
|
|
|
|
|
1
|
Tổng tiền thanh toán theo hợp
đồng
|
Triệu
đồng
|
|
|
|
|
2
|
Tổng khoản thanh toán thị trường
điện
|
Triệu
đồng
|
|
|
|
|
3
|
Tổng khoản thanh toán khác
|
Triệu
đồng
|
|
|
|
|
4
|
Tổng chi phí khởi động
|
Triệu
đồng
|
|
|
|
|
5
|
Tổng các khoản thuế, phí, khoản
bằng tiền (chi tiết các khoản)
|
Triệu
đồng
|
|
|
|
|
6
|
Sản lượng hợp đồng Qc theo từng
tháng
|
Triệu
kWh
|
|
|
|
|
B
|
Thông số tính toán thực tế
từng tháng
|
|
|
|
|
|
1
|
Giá cố định năm
|
Đồng/kWh
|
|
|
|
|
2
|
Giá vận hành và bảo dưỡng theo
chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác
|
Đồng/kWh
|
|
|
|
|
3
|
Giá vận hành và bảo dưỡng theo
chi phí nhân công
|
Đồng/kWh
|
|
|
|
|
4
|
Giá biến đổi của nhà máy điện
|
Đồng/kWh
|
|
|
|
|
5
|
Giá vận chuyển theo nhiên liệu
chính
|
Đồng/kWh
|
|
|
|
|
6
|
Giá nhiên liệu than/khí (chưa có
cước vận chuyển)
|
Đồng/tấn,
USD/BTU
|
|
|
|
|
7
|
Cước phí vận chuyển than
|
Đồng/tấn,
USD/BTU
|
|
|
|
|
8
|
Giá nhiêu liệu dầu
|
Đồng/tấn
|
|
|
|
|
9
|
Lương tối thiểu vùng
|
Đồng/người/tháng
|
|
|
|
|
10
|
Số lần khởi động (ứng với các
trạng thái khởi động)
|
lần
|
|
|
|
|
11
|
Tỷ giá ngoại tệ trong thanh toán
nhiên liệu khí, nhiêu liệu than
|
Đồng/USD
|
|
|
|
|
12
|
Tỷ giá ngoại tệ thực hiện trong
thanh toán các hợp đồng vay thực tế với Ngân hàng, tổ chức tín dụng (nếu có)
|
Đồng/USD
|
|
|
|