Thông tư số 18/2010/TT-BCT Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh
Số ký hiệu: 18/2010/TT-BCT
Loại văn bản: Thông tư
Cơ quan ban hành: Bộ Công Thương
Ngày ban hành: 10/05/2010
Ngày có hiệu lực: 25/06/2010
Ngày hết hiệu lực: 25/03/2013
Tình trạng hiệu lực: Hết hiệu lực toàn bộ
Lĩnh vực: Điện; Thị trường trong nước

THÔNG TƯ

Quy định vận hành t hị trường phát điện cạnh tranh

__________________

Căn cứ Nghị định số 189/2007/NĐ-CP ngày 27 tháng 12 năm 2007 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;

Căn cứ Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 của Thủ tướng Chính phủ về việc phê duyệt lộ trình, các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam;

Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh như sau:

Thông tư này quy định về hoạt động của thị trường phát điện cạnh tranh và trách nhiệm của các đơn vị tham gia thị trường điện.

Thông tư này áp dụng đối với các đơn vị tham gia thị trường phát điện cạnh tranh sau đây:

Trong Thông tư này, các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:

Giá thị trường toàn phần cho chu kỳ giao dịch được tính bằng tổng của hai (02) thành phần sau:

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:

Trong đó:

: giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện (đồng/kWh);

K KD : hệ số chi phí khởi động của tổ máy nhiệt điện. Đối với tổ máy nhiệt điện chạy nền K KD = 0; tổ máy nhiệt điện chạy lưng K KD = 5%; tổ máy nhiệt điện chạy đỉnh K KD = 25%;

f: hệ số chi phí phụ, được tính bằng tỷ lệ của tổng chi phí nhiên liệu phụ và chi phí vận hành bảo dưỡng biến đổi so với chi phí nhiên liệu chính;

P NL : giá nhiên liệu chính của tổ máy nhiệt điện (đồng/BTU);

: Suất hao nhiệt của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh).

Trường hợp tổ máy nhiệt điện không có số liệu suất hao nhiệt trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện, suất hao nhiệt của nhà máy điện đó được xác định bằng suất hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm theo công nghệ phát điện và công suất đặt. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán suất tiêu hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn.

Trường hợp không có số liệu suất hao nhiệt trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện và không có nhà máy điện chuẩn cùng nhóm phù hợp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán suất hao nhiệt căn cứ trên số liệu vận hành quá khứ do Đơn vị phát điện cung cấp.

Trường hợp nhà máy nhiệt điện không có số liệu hệ số suy giảm hiệu suất trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện, áp dụng hệ số suy giảm hiệu suất của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm với nhà máy điện đó do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định;

: chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 1 kWh trong năm N của nhà máy điện (đồng/kWh);

: giá cố định cho năm N theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác của nhà máy điện (đồng/kWh);

: giá biến đổi cho năm N theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác của nhà máy điện (đồng/kWh);

: sản lượng điện năng thỏa thuận để tính giá hợp đồng cho năm N của nhà máy điện (kWh);

: sản lượng điện năng dự kiến trong năm N của nhà máy điện xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh).

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:

Trong đó:

R TTĐ : 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;

SMP i : 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 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).

Trong đó:

TC BNE : chi phí phát điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);

P BNE : chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 1 kWh của Nhà máy điện mới tốt nhất xác định tại khoản 4 Điều 24 Thông tư này (đồng/kWh);

: sản lượng dự kiến 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.

Trong đó:

AS: chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);

TC BNE : tổng chi phí phát điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N xác định tại điểm b Khoản này (đồng);

: doanh thu dự kiến qua giá điện năng thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N xác định tại điểm a Khoản này (đồng).

Chi phí thiếu hụt tháng của Nhà máy điện mới tốt nhất được xác định bằng cách phân bổ chi phí thiếu hụt năm vào các tháng trong năm N theo công thức sau:

Trong đó:

t: tháng t trong năm N;

MS: chi phí thiếu hụt tháng t của Nhà máy điện mới tốt nhất (đồng);

AS: chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);

: công suất phụ tải đỉnh trong tháng t (MW).

Trong đó:

Q BNE : công suất khả dụng trung bình trong năm N của Nhà máy điện mới tốt nhất (kW);

I: tổng số chu kỳ giao dịch trong năm N, trừ các giờ thấp điểm đêm;

i: chu kỳ giao dịch trong đó Nhà máy điện mới tốt nhất dự kiến được huy động trừ các giờ thấp điểm đêm;

: công suất huy động dự kiến của Nhà máy điện mới tốt nhất trong chu kỳ giao dịch i của năm N theo mô hình mô phỏng thị trường điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kW).

Trong đó:

I: tổng số chu kỳ giao dịch trong tháng t, trừ các giờ thấp điểm đêm;

i: chu kỳ giao dịch i trong tháng t, trừ các giờ thấp điểm đêm;

: giá công suất thị trường của chu kỳ giao dịch i (đồng/kW);

Q BNE : công suất khả dụng trung bình trong năm N của Nhà máy điện mới tốt nhất (kW);

MS: chi phí thiếu hụt tháng t của Nhà máy điện mới tốt nhất (đồng);

: phụ tải hệ thống dự báo của chu kỳ giao dịch i theo biểu đồ phụ tải ngày điển hình dự báo của tháng t được quy định tại Điều 19 Thông tư này (MW);

: phụ tải cực tiểu hệ thống dự báo cho tháng t (MW).

Sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện được xác định trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới, bao gồm các bước sau:

nếu

nếu

nếu

Trong đó:

: sản lượng kế hoạch năm N của nhà máy điện (kWh);

: sản lượng dự kiến năm N của nhà máy điện xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc được quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);

: sản lượng điện năng năm N của nhà máy điện thỏa thuận để tính giá hợp đồng mua bán điện (kWh);

a, b: hệ số hiệu chỉnh sản lượng năm, trong đó a = 0,9; b = 1,1.

Trong đó:

Q c : sản lượng hợp đồng năm N (kWh);

: sản lượng kế hoạch năm N của nhà máy điện (kWh);

: tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng áp dụng cho năm N (%).

Sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện được xác định trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới, bao gồm các bước sau:

Trong đó:

: sản lượng hợp đồng tháng t của nhà máy điện (kWh);

Q c : sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện (kWh);

: sản lượng dự kiến trong tháng t của nhà máy điện xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh).

Trong đó:

j: nhà máy phát điện j của Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch;

J: tổng số nhà máy điện của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch;

P PDTB : giá phát điện bình quân toàn hệ thống trong năm N (đồng/kWh);

: giá thị trường toàn phần bình quân năm N quy định tại khoản 4 Điều này (đồng/kWh);

: tổng sản lượng điện năng năm N của toàn hệ thống (kWh);

: tổng sản lượng điện năng năm N của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch (kWh);

: tổng sản lượng điện năng trong hợp đồng mua bán điện dạng sai khác năm N nhà máy điện j (kWh);

: giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác năm N của nhà máy điện j (kWh);

: tổng chi phí mua điện từ các nhà máy điện BOT năm N (đồng);

: tổng chi phí mua điện từ các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong năm N (đồng);

C DVPT : tổng chi phí mua dịch vụ phụ trợ trong năm N (đồng).

Trong đó:

i: chu kỳ giao dịch i trong năm N;

I: tổng chu kỳ giao dịch trong năm N;

: giá thị trường toàn phần bình quân năm N (đồng/kWh);

: sản lượng dự kiến phát vào thị trường của tất cả các nhà máy phát điện tham gia thị trường trong chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường có ràng buộc truyền tải (kWh);

: giá điện năng thị trường dự kiến của chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường điện không ràng buộc truyền tải (đồng/kWh);

: giá công suất thị trường của chu kỳ giao dịch i (đồng/kW).

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:

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:

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định sản lượng hợp đồng giờ trong tháng tới cho nhà máy điện theo các bước sau:

Trong đó:

i: chu kỳ giao dịch thứ i trong tháng;

I: tổng số chu kỳ trong tháng;

: sản lượng hợp đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: sản lượng dự kiến phát của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh);

: sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện được xác định theo Điều 28 Thông tư này (kWh);

Giới hạn giá chào của nhà máy thủy điện được xác định căn cứ theo giá trị nước tuần tới của nhà máy đó được công bố theo quy định tại khoản 2 Điều 36 Thông tư này, cụ thể như sau:

Trước 9h 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:

Bản chào giá phải tuân thủ các nguyên tắc sau:

Mẫu bản chào giá được quy định tại Phụ lục 3 Thông tư này.

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng các số liệu dưới đây để lập lịch huy động ngày tới:

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:

Trước 15h 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:

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép sửa đổi công suất công bố của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo quy định tại khoản 2 Điều 51 Thông tư này.

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng các số liệu dưới đây để lập lịch huy động giờ tới:

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh lịch huy động giờ tới thông qua các biện pháp theo thứ tự sau:

đ) Giảm dần công suất phát của các tổ máy khởi động chậm về mức công suất phát ổn định thấp nhất;

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lịch huy động giờ tới mười lăm (15) phút trước giờ vận hành, bao gồm các nội dung sau:

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép can thiệp vào thị trường điện trong các trường hợp sau:

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện huy động các tổ máy phát điện theo thứ tự sau:

Lượng điện năng xuất khẩu và nhập khẩu được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện do Đơn vị mua buôn duy nhất ký.

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và các hồ sơ liên quan trong thời hạn ít nhất là 5 năm.

nếu

nếu

Trong đó:

i: chu kỳ giao dịch thứ i;

j: điểm đo đếm thứ j của nhà máy nhiệt điện, xác định tại điểm a Khoản này;

: sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: sản lượng điện năng đo đếm tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: sản lượng điện năng ứng với lượng công suất có giá chào thấp hơn hoặc bằng giá trần thị trường trong chu kỳ giao dịch i của các tổ máy có đấu nối vào vị trí đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh);

: sản lượng điện năng ứng với lượng công suất có giá chào cao hơn giá trần thị trường và được xếp trong lịch tính giá thị trường trong chu kỳ giao dịch i của các tổ máy có đấu nối vào vị trí đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh).

Trong đó:

j: điểm đo đếm thứ j của nhà máy nhiệt điện, xác định tại điểm a Khoản này;

J: Tổng số các điểm đo đếm của nhà máy điện có tổ máy chào cao hơn giá trần thị trường và được xếp lịch tính giá thị trường;

: sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh).

Trong đó:

: sản lượng điện năng phát tăng thêm của tổ máy tính tại đầu cực trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: công suất phát của tổ máy theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong chu kỳ giao dịch i (kW);

: công suất của tổ máy được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (kW);

: công suất của tổ máy theo lịch huy động giờ tới trong chu kỳ giao dịch i (kW);

: khoảng thời gian tổ máy phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (phút).

Trong đó:

: tổng sản lượng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

g: tổ máy phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;

G: tổng số tổ máy phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;

: sản lượng phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (kWh).

Trong đó:

: sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: sản lượng điện được thanh toán theo giá chào trong chu kỳ giao dịch i đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường (kWh);

: sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh).

Trong đó:

Rg: tổng các khoản thanh toán điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);

Rsmp: khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);

Rbp: khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá chào đối với các nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);

: khoản thanh toán cho phần sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ thanh toán (đồng).

Trong đó:

: khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng);

SMP i : giá điện năng thị trường của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng/kWh);

: sản lượng điện năng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (kWh).

Trong đó:

: khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);

i: chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán;

I: tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán;

: khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện của chu kỳ giao dịch i (đồng).

Trong đó:

: khoản thanh toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

j: dải chào thứ j trong bản chào giá của các tổ máy thuộc nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường và được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường;

J: tổng số dải chào trong bản chào giá của nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường và được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường;

: giá chào tương ứng với dải chào j trong bản chào của các tổ máy của nhà máy nhiệt điện g trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

: mức giá chào cao nhất trong các dải chào được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

: tổng công suất được chào với mức giá trong bản chào của nhà máy nhiệt điện được huy động trong chu kỳ giao dịch i và quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);

: tổng sản lượng điện năng có giá chào cao hơn giá trần thị trường của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh).

Trong đó:

: khoản thanh toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

SMP i : giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

: tổng sản lượng điện năng có giá chào cao hơn giá trần thị trường của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh).

Trong đó:

: khoản thanh toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);

i: chu kỳ giao dịch i trong đó nhà máy điện được huy động với mức giá chào cao hơn giá trần;

I: tổng số chu kỳ giao dịch trong đó nhà máy điện được huy động với mức giá chào cao hơn giá trần;

: khoản thanh toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng).

Trong đó:

: khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

g: tổ máy phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;

G: tổng số tổ máy phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;

: điện năng phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i, (kWh);

: giá chào tương ứng với dải công suất phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).

Trong đó:

: 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 nhiệt điện phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ;

I: tổng số chu kỳ giao dịch của của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ;

: khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i (đồng).

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán công suất thị trường cho nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:

Trong đó:

g: tổ máy của nhà máy điện được thanh toán theo giá công suất;

G: tổng số các tổ máy của nhà máy điện được thanh toán theo giá công suất;

: giá công suất thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kW);

: lượng công suất thanh toán của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (kW).

Trong đó:

: 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;

Căn cứ vào giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố, Đơn vị phát điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:

Trong đó:

: khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

: sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

P c : giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác (đồng/kWh);

SMP i : giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

CAN i : giá công suất thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).

Trong đó:

Rc: khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ thanh toán (đồng);

i: chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán;

I: tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán;

: khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng).

Trong thời gian dừng thị trường điện, Đơn vị phát điện được thanh toán theo giá hợp đồng cho toàn bộ sản lượng điện năng đo đếm.

Trong đó:

: khoản thanh toán chi phí cơ hội cho Đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

g: tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng quay của Đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i;

G: tổng số tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng quay của Đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i;

: chi phí cơ hội trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy g (đồng/kWh). Chi phí cơ hội được tính toán như sau:

Trong đó:

: giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i của ngày D (đồng/kWh);

: giá chào lớn nhất trong số các mức giá chào tương ứng với các dải công suất cung cấp dịch vụ dự phòng quay (đồng/kWh).

Trong đó:

: khoản thanh toán chi phí cơ hội trong chu kỳ thanh toán (đồng);

i: chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán mà Đơn vị phát điện cung cấp dự phòng quay;

I: tổng số chu kỳ giao dịch trong chu kỳ thanh toán mà Đơn vị phát điện cung cấp dự phòng quay;

: khoản thanh toán chi phí cơ hội trong chu kỳ giao dịch i (đồng).

Đơn vị cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ dự phòng nguội, dịch vụ vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện được thanh toán theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ đã ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

Thanh toán cho nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu được thực hiện theo hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất.

Trước 9h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổng hợp và cung cấp cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện số liệu phục vụ việc tính toán thanh toán cho từng nhà máy điện theo quy định tại Phụ lục 6 Thông tư này.

Đơn vị phát điện có trách nhiệm lập hồ sơ thanh toán dịch vụ phụ trợ theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

Trường hợp có thanh toán thừa hoặc thiếu so với hóa đơn, các đơn vị liên quan xử lý các sai sót này theo quy định trong hợp đồng mua bán điện hoặc hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ.

Hệ thống thông tin thị trường điện bao gồm các thành phần cơ bản sau:

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 năm (05) năm.

Trước ngày 31 tháng 3 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổ chức thực hiện và hoàn thành việc kiểm toán số liệu và sự tuân thủ trong thị trường điện của năm trước. Nội dung kiểm toán hàng năm bao gồm:

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:

Các bên có trách nhiệm trao đổi, thoả thuận về các nội dung cần giải quyết.