Thông tư số 28/2018/TT-BCT Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh
Số ký hiệu: 28/2018/TT-BCT
Loại văn bản: Thông tư
Cơ quan ban hành: Bộ Công Thương
Ngày ban hành: 27/09/2018
Ngày có hiệu lực: 15/11/2018
Ngày hết hiệu lực: 01/01/2019
Tình trạng hiệu lực: Hết hiệu lực toàn bộ
Lĩnh vực: Điều tiết điện lực

Số: 28 /2018/TT-BCT

Hà Nội, ngày 27 tháng 9 năm 2018

THÔNG TƯ

Quy định vận hành t hị trường phát điện cạnh tranh

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 Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg ngày 08 tháng 11 năm 2013 của Thủ tướng Chính phủ quy định về lộ trình, các điều kiện và cơ cấu ngành điện để hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam;

Theo đề nghị của Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực;

Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh.

Thông tư này quy định về vận hành thị trường phát điện cạnh tranh (sau đây viết tắt là thị trường điện) và trách nhiệm của các đơn vị tham gia thị trường điện.

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

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

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

VC b = + +

Trong đó:

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính (than, khí) của nhà máy điện (đồng/kWh);

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy điện (đồng/kWh);

: Các thành phần giá biến đổi khác ngoài giá biến đổi theo nhiên liệu chính và nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy điện theo hợp đồng mua bán điện (đồng/kWh).

- Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện (đồng/kWh), được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Suất hao nhiệt bình quân của nhiên liệu chính theo hợp đồng mua bán điện hoặc theo kết quả thí nghiệm tổ máy do đơn vị thí nghiệm được cơ quan nhà nước có thẩm quyền ủy quyền hoặc quyết định và được Đơn vị mua buôn duy nhất thống nhất kết quả đo, được tính tương ứng với mức tải theo quy định tại Phụ lục 1 Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xây dựng giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện (kg/kWh hoặc BTU/kWh hoặc kcal/kWh).

Đối với nhà máy điện sử dụng nhiên liệu than từ nhiều nguồn khác nhau bao gồm than nhập khẩu và than nội địa: Nhiệt trị than cơ sở (NT 0 ) sử dụng tính toán suất hao nhiệt bình quân được tính bằng bình quân gia quyền theo khối lượng và nhiệt trị than được quy đổi về nhiệt trị khô toàn phần, được quy định trong các hợp đồng mua bán than (kcal/kg);

: Giá nhiên liệu chính bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính.

- Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện (đồng/kWh), được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Suất hao nhiệt bình quân của nhiên liệu phụ, do hai bên thoả thuận 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 buôn duy nhất cung cấp và được hiệu chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu suất. Trường hợp suất hao nhiệt trong hợp đồng là suất hao nhiệt bình quân cả đời dự án thì không điều chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu suất. Trong trường hợp hợp đồng mua bán điện chỉ có đường đặc tính suất hao tại các mức tải thì suất hao nhiệt của các tổ máy được xác định tại mức tải tương ứng với sản lượng điện năng phát bình quân nhiều năm của nhà máy điện được quy định trong hợp đồng mua bán điện.

Trường hợp tổ máy nhiệt điện không có suất hao nhiệt theo kết quả thí nghiệm tổ máy và không có 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 buôn duy nhất cung cấp.

Trường hợp nhà máy nhiệt điện 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.

- 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 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 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.

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 DC : Hệ số điều chỉnh giá trần theo kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện. Đối với tổ máy nhiệt điện chạy nền K DC = 0%; tổ máy nhiệt điện chạy lưng K DC = 5%; tổ máy nhiệt điện chạy đỉnh K DC = 20%;

P NLC : 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);

P NLP : Giá nhiên liệu phụ của tổ máy nhiệt điện (đồng/kCal; đồng/BTU hoặc đồng/kg);

HR C : Suất hao nhiệt của nhiên liệu chính tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh; kCal/kWh hoặc kg/kWh);

HR P : Suất hao nhiệt của nhiên liệu phụ tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh; kCal/kWh hoặc kg/kWh);

: Các thành phần giá biến đổi khác ngoài giá biến đổi theo nhiên liệu chính và nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy điện được xác định theo hợp đồng mua bán điện (đồng/kWh).

Trong đó:

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

K DC : Hệ số điều chỉnh giá trần theo kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện. Đối với tổ máy nhiệt điện chạy nền K DC = 2%; tổ máy nhiệt điện chạy lưng K DC = 5%; tổ máy nhiệt điện chạy đỉnh K DC = 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);

: Giá phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh trong năm N của nhà máy điện (đồng/kWh);

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

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

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

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

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 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).

Trong đó:

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

P BNE : Giá phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh của Nhà máy điện mới tốt nhất xác định theo quy định tại Khoản 4Điều 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.

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 theo quy 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:

: 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).

Trong đó:

I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong tháng t;

i: Chu kỳ giao dịch i trong tháng t;

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

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

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

Tổng sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện được xác định theo các bước sau:

nếu

nếu

nếu

Trong đó:

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

: Sản lượng dự kiến năm N của nhà máy điện xác định từ kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới được quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);

GO : Sản lượng điện năng phát bình quân nhiều năm của nhà máy điện được quy định trong hợp đồng mua bán điện (kWh);

a, b : Hệ số hiệu chỉnh sản lượng năm được xác định theo Quy định về phương pháp xây dựng giá phát điện; trình tự, thủ tục kiểm tra hợp đồng mua bán điện do Bộ Công Thương ban hành.

Trong đó:

Q c : Tổng sản lượng hợp đồng năm N (kWh);

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

: Tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng áp dụng cho năm N (%) được xác định theo quy định tại Khoản 5 Điều 15 Thông tư này.

Sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy nhiệt điện và thuỷ điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần được xác định trong quá trình lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới, bao gồm các bước sau:

Trong đó:

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

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

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

: Tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng áp dụng cho năm N (%) được xác định theo quy định tại Khoản 5 Điều 15 Thông tư này;

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 điện toàn phần bình quân năm N theo quy định tại Khoản 4 Điều này (đồng/kWh);

: Tổng sản lượng điện năng năm N của toàn hệ thống được Bộ Công Thương phê duyệt (kWh);

: Tổng sản lượng điện năng năm N của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch được Bộ Công Thương phê duyệt (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 điện toàn phần bình quân năm N (đồng/kWh);

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

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

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

- Giá điện năng thị trường dự kiến;

- Kết quả lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất;

- Giá công suất thị trường hàng giờ;

- Mức trần của giá điện năng thị trường;

- Phân loại tổ máy nhiệt điện;

- Sản lượng hợp đồng năm và sản lượng hợp đồng phân bổ vào các tháng của các nhà máy điện.

- Phụ tải dự báo năm 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 các nhà máy điện mới vào vận hành;

- Các thông số kỹ thuật về lưới điện truyền tải;

- Biểu đồ xuất, nhập khẩu điện dự kiến;

- Lịch bảo dưỡng, sửa chữa năm của các nhà máy điện, lưới điện truyền tải và nguồn cấp khí lớn.

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;

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. 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:

1. Sản lượng hợp đồng tháng được phép điều chỉnh trong trường hợp lịch bảo dưỡng sửa chữa của nhà máy trong tháng M bị thay đổi so với kế hoạch vận hành năm do:

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng trong trường hợp quy định tại Khoản 1 Điều này theo nguyên tắc sau: Dịch chuyển giữa các tháng phần sản lượng Qc tương ứng với thời gian sửa chữa bị dịch chuyển, đảm bảo tổng Qc năm có điều chỉnh là không đổi theo hướng dẫn tại Quy trình điều chỉnh sản lượng hợp đồng do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

Trường hợp nhà máy bị thay đổi lịch bảo dưỡng sửa chữa vào tháng cuối năm thì không dịch chuyển sản lượng Qc tương ứng với thời gian sửa chữa của tháng này vào năm tiếp theo.

3. Sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy thủy điện có hồ điều tiết trên 01 tuần được phép 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) Thực hiện 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 thực hiện 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 buôn duy nhất có trách nhiệm phối hợp xác nhận với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và báo cáo Cục Điều tiết điện lực để xem xét điều chỉnh cho tháng kế tiếp đối với trường hợp quy định tại Khoản 3 Điều này theo hướng dẫn tại Quy trình điều chỉnh sản lượng hợp đồng do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

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.

Trong đó:

i : Chu kỳ giao dịch thứ i trong tháng;

I : Tổng số chu kỳ trong tháng;

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

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

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

3. Trường hợp sản lượng hợp đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn sản lượng phát lớn nhất của nhà máy điện thì sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó được điều chỉnh bằng sản lượng phát lớn nhất của nhà máy điện. Sản lượng phát lớn nhất của nhà máy trong chu kỳ giao dịch tương ứng với sản lượng trong một giờ tính theo công suất công bố trong bản chào giá mặc định tháng tới do Đơn vị phát điện gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định tại Điểm a Khoản 3 Điều 47 Thông tư này.

4. Trường hợp sản lượng hợp đồng của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn 0 MW và nhỏ hơn công suất phát ổn định thấp nhất (Pmin) của nhà máy điện thì sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó được điều chỉnh bằng công suất phát ổn định thấp nhất của nhà máy điện. Công suất phát ổn định thấp nhất (Pmin) của nhà máy điện được xác định bằng công suất phát ổn định thấp nhất của 01 tổ máy của nhà máy điện được lập lịch huy động trong mô hình mô phỏng thị trường điện của chu kỳ đó.

Trường hợp sản lượng hợp đồng của các nhà máy thủy điện nhỏ hơn công suất phát ổn định thấp nhất thì có thể điều chỉnh bằng 0 MW hoặc bằng công suất phát ổn định thấp nhất.

5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân bổ tổng sản lượng chênh lệch do việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ theo quy định tại Khoản 3 và Khoản 4 Điều này vào các giờ khác trong tháng trên nguyên tắc đảm bảo sản lượng hợp đồng tháng không đổi và tuân thủ theo quy định tại Quy trình lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần tới do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

6. 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 giờ sơ bộ trong tháng cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch trước ngày 23 hàng tháng. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kiểm tra các sai lệch trong kết quả tính toán sản lượng hợp đồng giờ tháng tới trước ngày 25 hàng tháng. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi kết quả tính toán sản lượng hợp đồng giờ chính thức trong tháng cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch theo lịch vận hành thị trường điện theo quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.

7. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận sản lượng hợp đồng tháng được điều chỉnh theo Điều 36 Thông tư này và sản lượng hợp đồng giờ theo kết quả tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

1. Các trường hợp xem xét điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ (Qc giờ):

a) Trường hợp sự cố ngừng lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi hoặc sự cố ngừng tổ máy của nhà máy điện;

b) Trường hợp lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi hoặc tổ máy của nhà máy điện kéo dài thời gian sửa chữa so với kế hoạch đã được phê duyệt và được đưa vào tính sản lượng hợp đồng giờ.

2. Trong trường hợp có đủ căn cứ xác nhận trường hợp quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này, thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ theo nguyên tắc sau:

a) Trường hợp thời gian sự cố nhỏ hơn hoặc bằng 72 giờ (tương đương 72 chu kỳ giao dịch): Không điều chỉnh sản lượng hợp đồng (Qc) của nhà máy điện này;

b) Trường hợp thời gian sự cố lớn hơn 72 giờ:

- Trong giai đoạn từ thời điểm sự cố đến chu kỳ giao dịch thứ 72: Giữ nguyên sản lượng hợp đồng (Qc) đã phân bổ cho nhà máy điện;

- Trong giai đoạn từ chu kỳ giao dịch thứ 73 đến khi tổ máy khắc phục sự cố và khả dụng:

+ Trường hợp sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận (Qmq) của nhà máy nhỏ hơn sản lượng hợp đồng (Qc) nhà máy trong giai đoạn này, thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ bằng sản lượng Qmq của nhà máy điện;

+ Trường hợp Qmq của nhà máy điện lớn hơn hoặc bằng Qc nhà máy điện trong giai đoạn này, không điều chỉnh Qc nhà máy điện.

3. Trong trường hợp có đủ căn cứ xác nhận trường hợp quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này, thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ trong các chu kỳ sửa chữa kéo dài theo nguyên tắc: Nếu có chu kỳ mà sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận (Qmq) của nhà máy nhỏ hơn Qc của nhà máy thì điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ tại các chu kỳ đó bằng sản lượng Qmq của nhà máy điện.

4. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác nhận các sự kiện theo quy định tại Khoản 1 Điều này theo quy định tại Quy trình phối hợp xác nhận các sự kiện phục vụ các khoản thanh toán trên thị trường do Cục Điều tiết điện lực ban hành và gửi cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch để làm cơ sở điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ của nhà máy điện. Đối với trường hợp xác nhận trường hợp sự cố lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi:

a) Trường hợp có đủ dữ liệu từ hệ thống điều khiển phân tán (hệ thống DCS) hoặc các hệ thống điều khiển tương đương khác cho sự kiện này: Thực hiện xác nhận sự kiện căn cứ theo các dữ liệu này;

b) Trường hợp không có dữ liệu từ hệ thống điều khiển phân tán (hệ thống DCS) hoặc các hệ thống điều khiển tương đương khác: Sử dụng các thông tin, dữ liệu từ các nguồn số liệu khác cho từng trường hợp cụ thể theo quy định tại Quy trình phối hợp xác nhận các sự kiện phục vụ các khoản thanh toán trên thị trường do Cục Điều tiết điện lực ban hành để thực hiện xác nhận sự kiện.

5. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận lại sản lượng hợp đồng tháng và sản lượng hợp đồng giờ của nhà máy đã được điều chỉnh theo quy định tại Khoản 1, Khoản 2 và Khoản 3 Điều này.

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:

Bản chào giá theo quy định tại Phụ lục 3 Thông tư này và phải tuân thủ các nguyên tắc sau:

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 nhà 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) 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;

- Mức nước hồ của nhà máy thủy điện vi phạm mức nước theo 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 và Điểm c Khoản 1 Điều này:

- Bản chào giá sửa đổi không được thay đổi giá chào so với bản chào giá ngày tới của đơn vị chào giá đó;

- Bản chào giá sửa đổi không được thay đổi công suất ở các mức công suất nhỏ hơn hoặc bằng công suất công bố cho giờ tới trừ trường hợp vi phạm yêu cầu kỹ thuật của bản chào giá;

- Trong trường hợp quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này: Bản chào giá sửa đổi của tổ máy nhiệt điện có 05 dải công suất chào 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 tăng công suất cho các chu kỳ vận hành sớm trong ngày D của tổ máy nhiệt điện hòa lưới sớm, trừ các chu kỳ quy định tại Điểm b Khoản này, 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 thông tin 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 theo quy định tại Điều 43 Thông tư này.

3. Đơn vị chào giá được phép sửa đổi và nộp lại bản chào giá ngày tới hoặc cho các chu kỳ giao dịch còn lại trong ngày D cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ít nhất 45 phút trước chu kỳ giao dịch có thay đổi bản chào giá.

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 vào 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 quá trình vận hành thị trường điện khi lịch công bố ngày tới, giờ 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.

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:

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:

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán việc giảm công suất dần về công suất phát ổn định thấp nhất hoặc ngừng và thay đổi lại thời gian khởi động lại các tổ máy trong trường hợp thừa công suất theo nguyên tắc sau:

đ) Tính toán thời gian ngừng các tổ máy để đáp ứng yêu cầu của hệ thống, hạn chế việc vận hành lên, xuống các tổ máy nhiều lần.

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:

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 công bố lịch huy động giờ tới 15 phút trước chu kỳ giao dịch, bao gồm các nội dung sau:

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cảnh báo việc nhà máy vi phạm mức nước giới hạn tuần, nhà máy điện có trách nhiệm điều chỉnh giá chào trong các ngày tiếp theo để đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần tiếp theo.

2. Trong trường hợp nhà máy thủy điện chào giá dẫn đến hồ chứa có 02 tuần liền vi phạm mức nước giới hạn tuần thì bắt đầu từ 00h00 thứ Hai của tuần tiếp theo bản chào của nhà máy điện này không được sử dụng để lập lịch huy động. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập lịch huy động các nhà máy điện này căn cứ theo bản chào giá bắt buộc được lập cho nhà máy điện để đưa mực nước của hồ chứa về mức nước giới hạn tuần.

Trường hợp hồ chứa thủy điện bị vi phạm mức nước giới hạn 02 tuần liên tiếp do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện huy động để đảm bảo an ninh hệ thống điện thì không áp dụng bản chào giá bắt buộc.

3. Khi đã đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần, nhà máy thuỷ điện được tiếp tục tham gia chào giá vào tuần tiếp theo.

4. Trước 10h00 thứ Hai, 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 buôn duy nhất trong các trường hợp sau:

a) Nhà máy vi phạm mức nước hồ chứa tuần đầu tiên và nhà máy vi phạm mức nước tuần thứ 02 liên tiếp;

b) Danh sách các nhà máy đã hết vi phạm nước giới hạn tuần và thực hiện chào giá ngày tới.

Lượng điện năng nhập khẩu được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện đã được ký kết giữa các bên.

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và các hồ sơ liên quan trong thời hạn ít nhất là 05 năm.

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:

: Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ được quy đổi về vị trí đo đếm cho chu kỳ giao dịch i;

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

: Sản lượng huy động theo lệnh điều độ được quy đổi về vị trí đo đếm cho chu kỳ giao dịch i.

đ) Để tăng tính chính xác trong việc xác định thành phần Qdu, các công tơ đo đếm đầu cực tổ máy và các công tơ lắp tại các điểm đo đếm tự dùng của tổ máy (nếu có) được ưu tiên sử dụng để xác định sản lượng thực phát đầu cực của các tổ máy phát điện để so sánh với việc tuân thủ lệnh điều độ theo hệ thống quản lý mệnh lệnh điều độ (DIM);

e) Sai số điện năng điều độ cho phép tại đầu cực đối với các tổ máy có công suất lắp đặt dưới 100 MW là 5%, đối với các tổ máy có công suất lắp đặt từ 100 MW trở lên là 3% nhưng trong mọi trường hợp không nhỏ hơn 1,5 MW. Trường hợp sản lượng nằm trong giới hạn sai số cho phép thì phần sản lượng này bằng không ( = 0).

nếu và ≥ 0

nếu và ) đồng thời sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện nhỏ hơn sản lượng hợp đồng giờ ( 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 mệnh lệnh điều độ (kWh) trong chu kỳ giao dịch i.

Rdu i : Thanh toán cho sản lượng điện phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

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);

α: Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng cho các nhà máy thủy điện có hồ điều tiết dưới 02 ngày do Cục Điều tiết điện lực quy định.

Đơn vị phát điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện (Pc × Qhc i × α). Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các khoản thanh toán còn lại.

Trong đó:

: Khoản thanh toán cho nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày (đồng);

i : Chu kỳ giao dịch thứ i cuả chu kỳ thanh toán;

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

Rg i : Khoản thanh toán cho nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trong chu kỳ giao dịch i (đồng).

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 Đơn vị mua buôn duy nhất. Các nhà máy điện khác loại hình 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 tiếp tục tham gia trực tiếp thị trường điện.

b) Các nhà máy điện không có kế hoạch đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài có trách nhiệm tham gia trực tiếp thị trường điện trong năm tới (là đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch). Trường hợp trong năm vận hành nhà máy điện này 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 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.

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 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 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.

l) Quy trình đào tạo, kiểm tra và công nhận chức danh kỹ sư điều hành giao dịch thị trường điện;

m) Quy trình điều chỉnh sản lượng hợp đồng.

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, Toà án Nhân dân Tối cao;

- Kiểm toán Nhà nước;

- Các Thứ trưởng;

- Cục Kiểm tra văn bản QPPL (Bộ Tư pháp);

- Công báo;

- Website Chính phủ, Bộ Công Thương;

- Tập đoàn Điện lực Việt Nam;

- Tập đoàn Dầu khí Việt Nam;

- Tập đoàn Công nghiệp Than-Khoáng sản Việt Nam;

- Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia;

- Các Tổng công ty Phát điện;

- Lưu: VT, PC, ĐTĐL.

Trần Tuấn Anh

Phụ lục 1

LỊCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

(Ban hành kèm theo 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)

Thời hạn

Hoạt động

Đơn vị thực hiện

Đơn vị phối hợp

Thời gian áp dụng

Chu kỳ

Nội dung, kết quả

Ngày

Giờ

Ngày 01 tháng 11 năm N-1

Hoàn thành lập kế hoạch vận hành cho năm N và trình EVN thẩm định

SMO

Năm N

Hàng năm

Hoàn thành và trình các kết quả tính toán sau:

- Giá trị nước hàng tuần;

- Mức nước giới hạn tháng;

- Giá trần bản chào các tổ máy nhiệt điện;

- Kết quả lựa chọn nhà máy BNE;

- Sản lượng hợp đồng năm tại vị trí đo đếm của từng nhà máy điện;

- Sản lượng hợp đồng hàng tháng tại vị trí đo đếm trong năm;

- Các phương án giá trần thị trường điện;

- Giá công suất thị trường (CAN) hàng giờ.

Hồ sơ trình bao gồm cả các thông số đầu vào và thuyết minh tính toán

Ngày 15 tháng 11 năm N-1

Trình ERAV phê duyệt kế hoạch vận hành cho năm N

SMO

Năm N

Hàng năm

Ngày 15 tháng 11 năm N-1

Gửi kết quả tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng

SMO

Năm N

Hàng năm

Gửi Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch các kết quả tính toán sau:

- Sản lượng hợp đồng năm tại vị trí đo đếm của từng nhà máy điện;

- Sản lượng hợp đồng hàng tháng tại vị trí đo đếm trong năm;

Ngày 25 tháng 11 năm N-1

Xử lý các sai lệch trong tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng

SB, NMĐ

Năm N

Hàng năm

Kiểm tra, phối hợp với SMO xử lý các sai lệch trong tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng

Ngày 01 tháng 12 năm N-1

Công bố kế hoạch vận hành cho năm N

SMO

Năm N

Hàng năm

Công bố các nội dung của kế hoạch vận hành cho năm N đã được phê duyệt.

Ngày 25 tháng M-1

Hoàn thành lập kế hoạch vận hành cho tháng M

SMO

NMĐ, SB, TNO

Tháng M

Hàng tháng

Hoàn thành tính toán các kết quả sau:

- Giá trị nước hàng tuần trong tháng

- Mức nước giới hạn các tuần trong tháng;

- Giá trần bản chào nhiệt điện trong tháng M;

- Sản lượng dự kiến phát từng giờ trong tháng của các nhà máy điện;

- Sản lượng thanh toán toán theo giá hợp đồng hàng giờ trong tháng.

Thứ Sáu tuần T-1

10h00

- Công bố giá trị nước

- Công bố sản lượng hàng giờ của các nhà máy SMHP

SMO

NMĐ, SB, TNO

Tuần T

Hàng tuần

Công bố các kết quả sau:

- Giá trị nước cho tuần T;

- Mức nước giới hạn tuần;

- Sản lượng hàng giờ của các nhà máy SMHP dự kiến cho tuần T.

Ngày D-1

10h00

Công bố các thông tin phục vụ vận hành thị trường điện ngày tới

SMO

NMĐ, SB, TNO

Ngày D

Hàng ngày

Công bố các thông tin sau:

- Dự báo phụ tải ngày D;

-Sản lượng dự kiến hàng giờ của các nhà máy SMHP;

- Sản lượng khí hàng ngày D của các nhà máy tuabin khí.

- Điện năng xuất nhập khẩu ngày D

- Kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D.

11h30

Nộp bản chào giá

NMĐ,

SB

SMO

Ngày D

Hàng ngày

Bản chào giá cho từng tổ máy của NMĐ cho ngày D.

Bản chào giá của các nhà máy BOT (do SB nộp thay) cho ngày D.

10h00

Công bố sản lượng của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 2 ngày

NMĐ

SMO

Ngày D

Hàng ngày

Các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 2 ngày công bố sản lượng tuần tới cho SMO

16h00

Công bố lịch huy động ngày D

SMO

NMĐ, SB, TNO

Ngày D

Hàng ngày

Công bố các thông tin trong lịch huy động cho từng giờ của ngày D

Ngày D-1 và D

Liên tục

Công bố các thay đổi về công suất khả dụng của tổ máy và độ sẵn sàng của lưới truyền tải

NMĐ,

TNO

SMO

Ngày D-1 và D

Liên tục

NMĐ cung cấp thông tin về các thay đổi công suất khả dụng của các tổ máy

TNO cung cấp thông tin về các thay đổi độ sẵn sàng của lưới truyền tải

Ngày D

15 phút trước giờ vận hành

Công bố lịch huy động giờ tới

SMO

NMĐ, SB, TNO

Giờ vận hành

Hàng giờ

Công bố các thông tin trong lịch huy động cho giờ vận hành tới

Ngày D+1

15h00

Cung cấp số liệu đo đếm điện năng trong ngày D

MDMSP

SMO, SB

Ngày D

Hàng ngày

Số liệu đo đếm điện năng của các nhà máy điện trong từng giờ của ngày D

Ngày D+2

9h00

Công bố giá thị trường và lượng công suất thanh toán

SMO

NMĐ, SB

Ngày D

Hàng ngày

Bản chào giá các tổ máy, giá thị trường điện năng, giá thị trường toán phần, lượng công suất thanh toán và các kết quả tính toán khác cho từng giờ của ngày D.

Tổng hợp và cung cấp số liệu phục vụ tính toán thanh toán cho ngày D

SMO

NMĐ, SB

Ngày D

Hàng ngày

Theo quy định tại Phụ lục 6 Thông tư này.

Ngày D+3

Cung cấp bảng kê thanh toán sơ bộ cho ngày D

SMO

NMĐ, SB

Ngày D

Hàng ngày

Các khoản thanh toán trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.

Ngày D+5

Thông báo các sai sót trong bảng kê thanh toán sơ bộ của ngày D (nếu có)

NMĐ, SB

SMO

Ngày D

Hàng ngày

Thông báo các sai sót trong bảng kê thanh toán sơ bộ của ngày D (nếu có).

Ngày D+6

Cung cấp bảng kê thanh toán hoàn chỉnh cho ngày D

SMO

NMĐ, SB

Ngày D

Hàng ngày

Các khoản thanh toán trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.

Ngày làm việc thứ 7 tháng M+1

Cung cấp số liệu đo đếm chính thức cho tháng M

MDMSP

SMO

Tháng M

Hàng tháng

Theo quy định tại Thông tư số 27/TT-BCT ngày 25 tháng 9 năm 2009.

Ngày làm việc thứ 10 tháng M+1

Cung cấp bảng kê thanh toán hoàn chỉnh cho tháng M

SMO

NMĐ, SB

Tháng M

Hàng tháng

Các khoản thanh toán trong từng ngày giao dịch trong tháng M.

Trước ngày 20 của tháng M+1

Gửi hóa đơn thanh toán

NMĐ

SB

Tháng M

Hàng tháng

Hóa đơn thanh toán và hồ sơ thanh toán

Theo thời hạn thanh toán tại hợp đồng mua bán điện

Thanh toán

SB

NMĐ

Tháng M

Hàng tháng

Thanh toán theo quy định tại hợp đồng mua bán điện.

Chú thích:

NMĐ: Nhà máy điện;

SMO: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

SB: Đơn vị mua buôn duy nhất;

TNO: Đơn vị truyền tải điện;

MDMSP: Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng.

Phụ lục 2 MẪU BẢNG GIÁ TRẦN BẢN CHÀO CỦA NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN

(Ban hành kèm theo 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)

1. Tên nhà máy điện:…………………………..

2. Thời gian áp dụng: trong tháng…….năm…..

Tổ máy

Chi phí nhiên liệu, VNĐ/BTU

Hệ số chi phí phụ, %

Suất hao nhiệt, BTU/kWh

Hệ số suy giảm hiệu suất, %

K DC

Giá trần bản chào, VNĐ/kWh

Phân loại tổ máy

K DC

Tổ máy 1

..

..

..

Chạy nền

..

Tổ máy 2

..

..

..

Chạy lưng

..

Tổ máy 3

..

..

..

Chạy đỉnh

..

Phụ lục 3 MẪU BẢN CHÀO GIÁ

(Ban hành kèm theo 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)

Giờ

Ngày

Tháng

Năm

(Tên NMĐ)

(Tên tổ máy điện)

(Nhiên liệu)

Ngày

Tháng

Năm

(Tên NMĐ)

(Tên tổ máy điện)

(Nhiên liệu)

Giá chào (VNĐ/kwh)

Giá chào (VNĐ/kwh)

Khoảng công suất chào, MW

Mức giá 1

Mức giá 2

Mức giá 3

Mức giá 4

Mức giá 5

Khoảng công suất chào, MW

Mức giá 1

Mức giá 2

Mức giá 3

Mức giá 4

Mức giá 5

Pmin

Công suất công bố

Ngưỡng công suất tương ứng

Pmin

Công suất công bố

Ngưỡng công suất tương ứng

..

..

..

..

..

Tốc độ tăng công suất tối đa:

Tốc độ tăng công suất tối đa:

Tốc độ giảm công suất tối đa:

Tốc độ giảm công suất tối đa:

Phụ lục 4 MẪU BẢNG KÊ THANH TOÁN NGÀY

(Ban hành kèm theo 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)

1. Tên Công ty phát điện: ___________

2. Tên nhà máy điện:_______________

3. Ngày giao dịch _________________

Bảng 1

BẢNG TỔNG HỢP CÁC KHOẢN THANH TOÁN HÀNG NGÀY

Khoản thanh toán

Thành tiền

VND

I

Thanh toán điện năng thị trường (= 1 + 2 + 3 + 4)

K hoản thanh toán tính theo giá điện năng thị trường

K hoản thanh toán tính theo giá chào

K hoản thanh toán cho phần sản lượng phát tăng thêm

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 )

B ảng 2

BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN TÍNH THEO GIÁ ĐIỆN NĂNG THỊ TRƯỜNG

Chu kỳ giao dịch

(giờ)

Sản lượng

(MWh)

Giá điện năng thị trường

(VNĐ/kWh)

Thành tiền

(VNĐ)

….

Tổng cộng

Bảng 3

BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN TÍNH THEO GIÁ CHÀO

Chu kỳ giao dịch

(Tên nhà máy điện)

(Tên tổ máy)

(Tên tổ máy)

(Tên tổ máy)

Dải công suất chào,

MWh

Giá chào,

VNĐ/kWh

Thành tiền,

VNĐ

Dải công suất chào,

MWh

Giá chào,

VNĐ/kWh

Thành tiền,

VNĐ

Dải công suất chào,

MWh

Giá chào,

VNĐ/kWh

Thành tiền,

VNĐ

DQ1

P1

DQ2

P2

….

Tổng cộng

Bảng 4

BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN CHO PHẦN SẢN LƯỢNG PHÁT TĂNG THÊM

Chu kỳ giao dịch

Tên nhà máy điện

Tên tổ máy

Tên tổ máy

Tên tổ máy

Sản lượng,

MWh

Giá thanh toán,

VNĐ/kWh

Thành tiền,

VNĐ

Sản lượng,

MWh

Giá thanh toán,

VNĐ/kWh

Thành tiền,

VNĐ

Sản lượng,

MWh

Giá thanh toán,

VNĐ/kWh

Thành tiền,

VNĐ

….

Tổng cộng

Bảng 5

BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN CÔNG SUẤT THỊ TRƯỜNG

Chu kỳ giao dịch

(giờ)

Lượng công suất thanh toán

(MW)

Giá công suất thị trường (VNĐ/kW)

Thành tiền

VNĐ

…

….

Tổng cộng

Phụ lục 5 MẪU BẢNG KÊ THANH TOÁN THÁNG

(Ban hành kèm theo 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)

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

VND

I

Thanh toán điện năng thị trường (= 1 + 2 + 3 + 4)

K hoản thanh toán tính theo giá điện năng thị trường

khoản thanh toán tính theo giá chào

K hoản thanh toán cho phần sản lượng phát tăng thêm

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, VNĐ

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

…

….

Bảng 3

BẢNG KÊ THANH TOÁN CÔNG SUẤT THỊ TRƯỜNG TRONG THÁNG

Ngày giao dịch

Thanh toán công suất thị trường,

VNĐ

…

…

….

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)

Phụ lục 6 DỮ LIỆU PHỤC VỤ TÍNH TOÁN THANH TOÁN

(Ban hành kèm theo 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)

Số liệu

Ký hiệu

Đơn vị cung cấp

Điện năng đo đếm trong chu kỳ giao dịch i của ngày D, kWh.

MDMSP

Giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dich i của ngày D, VND/kWh.

SMO

Giá điện năng sử dụng để xác định phần công suất được nhận CAN trong chu kỳ giao dich i của ngày D, VND/kWh.

SMP d,i (CAN)

Giá công suất thị trường CAN trong chu kỳ giao dich i của ngày D, VND/kWh.

Tổng lượng công suất được trả CAN của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i của ngày D thuộc chu kỳ thanh toán, kWh.

Công suất lập lịch cung cấp dự phòng quay của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i của ngày D thuộc chu kỳ thanh toán, kWh

Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của tổ máy g trong chu kỳ giao dich i của ngày D thuộc chu kỳ thanh toán, kWh

Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i của ngày giao dịch D thuộc chu kỳ thanh toán, kWh.

Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ tính tại đầu cực máy phát xác định cho chu kỳ giao dịch i.

Qdu i

Sản lượng điện năng phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i của ngày giao dịch D, kWh.

Giá thanh toán cho tổ máy g phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i của ngày giao dịch D, VND/kWh.

Giá chào của nhà máy điện năng trong chu kỳ giao dịch i của ngày giao dịch D, VND/kWh.

Các khoản thanh toán khác, VND