Document: Điều 1 Quyết định 8266/QĐ-BCT 2015 phê duyệt Thiết kế chi tiết thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam

Type: {"issuing_agency": "Bộ Công thương", "promulgation_date": "10/08/2015", "sign_number": "8266/QĐ-BCT", "signer": "Hoàng Quốc Vượng", "type": "Quyết định"}
Issuing Agency: {"issuing_agency": "Bộ Công thương", "promulgation_date": "10/08/2015", "sign_number": "8266/QĐ-BCT", "signer": "Hoàng Quốc Vượng", "type": "Quyết định"}
Promulgation Date: {"issuing_agency": "Bộ Công thương", "promulgation_date": "10/08/2015", "sign_number": "8266/QĐ-BCT", "signer": "Hoàng Quốc Vượng", "type": "Quyết định"}
Sign Number: {"issuing_agency": "Bộ Công thương", "promulgation_date": "10/08/2015", "sign_number": "8266/QĐ-BCT", "signer": "Hoàng Quốc Vượng", "type": "Quyết định"}
Signer: {"issuing_agency": "Bộ Công thương", "promulgation_date": "10/08/2015", "sign_number": "8266/QĐ-BCT", "signer": "Hoàng Quốc Vượng", "type": "Quyết định"}

Full Text:
Điều 1 Quyết định 8266/QĐ-BCT 2015 phê duyệt Thiết kế chi tiết thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam có nội dung như sau:

Điều 1. Phê duyệt Thiết kế chi tiết thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam với các nội dung chính sau đây:
1. Tên gọi
- Tên tiếng Việt: Thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam;
- Tên tiếng Anh: Vietnam Wholesale Electricity Market;
- Tên viết tắt: VWEM.
2. Thành viên tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh
a) Bên bán điện gồm:
- Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện có công suất đặt trên 30 MW trực tiếp tham gia thị trường điện. Các nhà máy thủy điện có công suất đặt từ 30 MW trở xuống có quyền lựa chọn tham gia thị trường điện khi đáp ứng đủ các điều kiện về cơ sở hạ tầng;
- Nhà máy điện được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao (BOT) tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh theo một trong các hình thức sau: i) Trực tiếp tham gia thị trường; ii) Tham gia thị trường thông qua đơn vị chào giá thay thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Nhà máy điện BOT khi trực tiếp tham gia thị trường hoặc đơn vị chào giá thay nhà máy BOT thực hiện đầy đủ trách nhiệm, quyền, nghĩa vụ của bên bán điện, chào giá cho toàn bộ sản lượng hoặc cho phần sản lượng trên mức bao tiêu (quy định trong Hợp đồng BOT) theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành. Trường hợp chưa thực hiện được theo một trong hai hình thức trên, Tập đoàn Điện lực Việt Nam tính toán và chuyển Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trước biểu đồ huy động dự kiến theo quy định thị trường điện;
- Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh theo một trong các hình thức sau: i) Trực tiếp tham gia thị trường; ii) Tham gia thị trường thông qua đơn vị chào giá thay thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu khi trực tiếp tham gia thị trường hoặc đơn vị chào giá thay nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu thực hiện đầy đủ trách nhiệm, quyền, nghĩa vụ của bên bán điện theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.
- Các nhà máy điện không tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh gồm:
i) Các nguồn điện nhập khẩu: Tập đoàn Điện lực Việt Nam tính toán và chuyển Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trước biểu đồ huy động dự kiến theo quy định thị trường điện;
ii) Các nhà máy điện sử dụng năng lượng gió, mặt trời, địa nhiệt không phân biệt mức công suất đặt, các nhà máy thủy điện có công suất đặt từ 30 MW trở xuống không tham gia tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập lịch và huy động các nhà máy điện này theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh, Quy định vận hành, điều độ hệ thống điện và các quy định có liên quan khác do Bộ Công Thương ban hành.
b) Bên mua điện gồm:
- 5 Tổng công ty Điện lực: miền Bắc, miền Nam, miền Trung, Thành phố Hà Nội và Thành phố Hồ Chí Minh (sau đây viết tắt là các Tổng công ty Điện lực);
- Khách hàng sử dụng điện lớn mua điện từ cấp điện áp 110 kV trở lên đấu nối trực tiếp vào trạm biến áp truyền tải cấp điện áp 220 kV đáp ứng các điều kiện theo quy định của Bộ Công Thương có quyền lựa chọn tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Khi các điều kiện về cơ sở hạ tầng đáp ứng, có thể xem xét mở rộng đối tượng khách hàng sử dụng điện lớn tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh;
- Đơn vị mua buôn điện mới được phép tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh khi đáp ứng các điều kiện theo quy định của Bộ Công Thương.
c) Công ty Mua bán điện (thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam): Thực hiện nhiệm vụ mua điện từ các nhà máy điện không tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh và bán sản lượng điện này cho các Tổng công ty Điện lực theo quy định của Bộ Công Thương.
d) Các đơn vị cung cấp dịch vụ
- Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện: Là Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh, Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia sẽ được chuyển đổi thành đơn vị hạch toán độc lập thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
- Đơn vị truyền tải điện: Là Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
- Đơn vị phân phối điện: 5 Tổng công ty Điện lực: miền Bắc, miền Trung, miền Nam, Thành phố Hà Nội, Thành phố Hồ Chí Minh thực hiện chức năng quản lý lưới điện phân phối;
- Đơn vị cung cấp dịch vụ thu thập và quản lý số liệu đo đếm điện năng: trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh thực hiện các chức năng sau: i) Thực hiện thu thập số liệu đo đếm điện năng từ công tơ về hệ thống máy tính; ii) Truyền số liệu đo đếm về trung tâm quản lý số liệu đo đếm; iii) Lưu trữ, quản lý, xử lý số liệu đo đếm phục vụ thị trường điện. Chức năng, nhiệm vụ của đơn vị cung cấp dịch vụ thu thập và quản lý số liệu đo đếm điện năng được quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện và Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Chi phí thu thập, quản lý số liệu đo đếm điện năng phải tách bạch với các khoản chi phí cho các chức năng, dịch vụ khác trong cùng một đơn vị.
3. Thị trường giao ngay
a) Mô hình thị trường: Áp dụng mô hình thị trường chào giá theo chi phí (Cost-Based Pool);
b) Chu kỳ giao dịch: 30 phút;
c) Chu kỳ điều độ: 30 phút;
d) Chào giá
- Chu kỳ chào giá: Trong ngày D-1, đơn vị phát điện lập bản chào giá cho 48 chu kỳ giao dịch của ngày D và gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Trong ngày D, đơn vị phát điện được cập nhật và gửi lại bản chào giá trước giờ vận hành 6 giờ;
- Chào giá phát điện: Đơn vị phát điện thực hiện chào giá trong phạm vi giá sàn và giá trần cho toàn bộ công suất khả dụng của các tổ máy phát điện. Giá trần bản chào các tổ máy nhiệt điện được tính toán theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Giá trần bản chào của các tổ máy thủy điện được xác định trên cơ sở giá trị nước do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán. Bản chào giá của đơn vị phát điện bao gồm tối đa 10 cặp giá chào (đ/kWh) và công suất (MW) của từng tổ máy phát điện trong từng chu kỳ giao dịch;
- Chào giá phía phụ tải: Các đối tượng đặc biệt tham gia chào giá, bao gồm: i) Nhà máy thủy điện tích năng; ii) Các phụ tải có khả năng điều chỉnh (interuptable load) chào giá để cung cấp dịch vụ dự phòng.
đ) Tính toán giá trị nước: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện tính toán giá trị nước hàng tuần cho các nhà máy thủy điện trong hệ thống, công bố giá trần bản chào các nhà máy thủy điện. Đơn vị phát điện thực hiện tính toán giá trị nước để đưa ra chiến lược chào giá phù hợp cho đơn vị. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố các dữ liệu đầu vào, kết quả tính toán giá trị nước cho các thành viên thị trường. Các công cụ, phần mềm tính toán giá trị nước của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được kiểm toán độc lập theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh;
e) Lập kế hoạch vận hành: Được thực hiện theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh với các nội dung chính như sau:
- Kế hoạch vận hành năm tới: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện tính toán kế hoạch vận hành thị trường điện năm (gồm 12 tháng) kết hợp với lập kế hoạch vận hành hệ thống điện và tính toán đánh giá an ninh hệ thống điện. Kế hoạch vận hành năm được cập nhật tính toán hàng quý và tính cho 1 năm tới có xét đến 1 năm tiếp theo. Kết quả đầu ra của kế hoạch năm bao gồm công suất huy động, sản lượng huy động dự kiến của các tổ máy, giá thị trường dự kiến và các thông số cần thiết khác;
- Kế hoạch vận hành tháng tới: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện tính toán kế hoạch vận hành thị trường điện tháng. Công tác lập kế hoạch vận hành tháng tương tự như lập kế hoạch năm, cập nhật số liệu đầu vào và chỉ áp dụng cho 1 tháng tới;
- Kế hoạch vận hành tuần tới: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện kế hoạch vận hành thị trường điện tuần kết hợp với quy trình đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn (hàng tuần) với chu kỳ tính toán là 14 ngày theo các kịch bản phụ tải cơ sở, phụ tải thấp, phụ tải cao;
- Kế hoạch vận hành ngày tới: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện cập nhật số liệu, bản chào ngày tới từ các đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện, thực hiện tính kế hoạch vận hành ngày tới.
g) Lập lịch huy động tổ máy phát điện: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện tính toán lập lịch huy động các tổ máy phát điện theo nguyên tắc mô phỏng tính toán lập lịch huy động tối ưu có xét đến các ràng buộc an ninh trên hệ thống điện. Áp dụng mô hình mô phỏng hệ thống điện theo 3 nút đại diện cho 3 miền (Bắc, Trung, Nam) trong lập lịch huy động và điều độ;
h) Xác định giá thị trường: Áp dụng cơ chế xác định giá thị trường giao ngay đồng nhất toàn hệ thống và xác định giá thị trường sau vận hành (ex-post).
4. Cơ chế hợp đồng
Các cơ chế hợp đồng trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh bao gồm: i)Hợp đồng phân bổ (hợp đồng vesting); ii) Hợp đồng song phương; iii) Cơ chế giao dịch hợp đồng tập trung; cụ thể như sau:
a) Hợp đồng phân bổ (hợp đồng vesting): Thực hiện phân bổ các hợp đồng sai khác (CfD) đã ký kết giữa đơn vị phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam sang thành hợp đồng sai khác (CfD) ký kết giữa đơn vị phát điện với các Tổng công ty Điện lực theo nguyên tắc sau:
- Chi phí mua điện đầu vào bình quân từ các hợp đồng phân bổ của các Tổng công ty Điện lực là tương đương nhau;
- Giá hợp đồng và sản lượng hợp đồng được tính toán phù hợp với biểu đồ phụ tải dự báo của các khách hàng của các Tổng công ty Điện lực; phù hợp với các ràng buộc hợp đồng của đơn vị phát điện;
- Đảm bảo giữ tối đa các nội dung cam kết trong các hợp đồng đã ký kết giữa đơn vị phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
- Áp dụng từ thời điểm vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh chính thức.
b) Hợp đồng song phương: Bên bán và bên mua tự đàm phán, thống nhất về giá và sản lượng cam kết, ký kết hợp đồng song phương dưới dạng hợp đồng sai khác, thực hiện từ thời điểm vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh chính thức;
c) Giao dịch hợp đồng tập trung: Các đơn vị tham gia chào bán hoặc chào mua sản lượng hợp đồng trên sàn giao dịch theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Giao dịch hợp đồng tập trung nhằm xử lý các chênh lệch (thừa hoặc thiếu) giữa sản lượng hợp đồng đã ký so với nhu cầu phụ tải hoặc khả năng phát thực tế của các đơn vị.
5. Cơ chế cung cấp các dịch vụ phụ trợ
a) Đối với dịch vụ điều chỉnh tần số (bao gồm: dịch vụ điều tần và dịch vụ dự phòng quay): Mua trên thị trường giao ngay. Khi áp dụng xác định giá thị trường trước vận hành (ex-ante) thực hiện cơ chế đồng tối ưu giữa điện năng và dịch vụ điều chỉnh tần số;
b) Đối với các dịch vụ phụ trợ khác phục vụ vận hành hệ thống điện: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ký hợp đồng với các đơn vị cung cấp dịch vụ thông qua cơ chế đấu thầu cạnh tranh hoặc chỉ định đơn vị cung cấp dịch vụ.
6. Cơ chế thanh toán
a) Thanh toán trên thị trường giao ngay
- Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán các khoản thanh toán và thực hiện thanh toán cho các đơn vị trên thị trường giao ngay theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh.
- Các đơn vị mua điện trên thị trường giao ngay có trách nhiệm thực hiện quy định về bảo lãnh thanh toán tiền điện trên thị trường giao ngay. Trường hợp đơn vị mua điện vi phạm các quy định thanh toán tiền điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được sử dụng nguồn tiền từ bảo lãnh của đơn vị mua điện này để thực hiện thanh toán theo quy định thị trường điện.
b) Thanh toán hợp đồng: Bên bán điện và bên mua điện trực tiếp thực hiện thanh toán theo quy định trong hợp đồng mua bán điện được ký giữa hai bên.
c) Thanh toán các chi phí dịch vụ trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh:
- Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thu phí điều độ vận hành hệ thống điện và phí điều hành giao dịch thị trường điện theo quy định, đảm bảo đủ chi phí đầu tư cơ sở hạ tầng và các kinh phí hoạt động của đơn vị;
- Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia được thanh toán theo cơ chế giá truyền tải điện do Bộ Công Thương quy định, đảm bảo thu hồi đủ chi phí và có mức lợi nhuận hợp lý để đầu tư phát triển lưới điện truyền tải theo quy hoạch.
7. Công bố thông tin thị trường: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố đầy đủ kịp thời các thông tin, dữ liệu cần thiết cho thành viên tham gia thị trường theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh.
8. Cơ chế bù chéo giữa các Tổng công ty Điện lực
a) Mục đích của cơ chế bù chéo: Xử lý sự khác biệt về chi phí phân phối điện và cơ cấu khách hàng sử dụng điện giữa các Tổng công ty Điện lực;
b) Tập đoàn Điện lực Việt Nam chịu trách nhiệm thực hiện bù chéo giữa các Tổng công ty Điện lực theo quy định do Bộ Công Thương và Bộ Tài chính ban hành.
9. Khi đáp ứng được các điều kiện về cơ sở hạ tầng phục vụ vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét và trình Bộ Công Thương cho phép thực hiện:
- Chu kỳ điều độ: Thực hiện rút ngắn chu kỳ chào giá lại xuống dưới mức 30 phút;
- Chu kỳ chào giá lại: Thực hiện rút ngắn chu kỳ chào giá lại xuống dưới 6 giờ;
- Lập lịch huy động tổ máy phát điện: Áp dụng mô hình mô phỏng toàn bộ lưới truyền tải điện;
- Xác định giá thị trường: Thực hiện chuyển đổi sang cơ chế định giá theo 3 nút đại diện cho 3 miền (Bắc, Trung, Nam), sau đó dần mở rộng số nút trong mô hình tính toán giá thị trường. Áp dụng cơ chế định giá trước vận hành (ex- ante) kết hợp đồng bộ với cơ chế lập lịch huy động đồng tối ưu giữa điện năng và dịch vụ điều chỉnh tần số. Cho phép các đơn vị áp dụng cơ chế quyền truyền tải tài chính (Financial Transmission Rights) để quản lý rủi ro.
10. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét và trình Bộ Công Thương cho phép: i) Chuyển đổi mô hình thị trường chào giá theo chi phí (Cost-Based Pool sang mô hình chào giá tự do (Price-Based Pool) khi đáp ứng các điều kiện tiên quyết; ii) Thực hiện các cơ chế sau trong thị trường chào giá tự do (Price-Based Pool):
a) Đơn vị phát điện được đưa ra mức giá chào phù hợp với chiến lược chào giá của đơn vị, tùy theo khả năng phát điện và tình hình cân bằng cung cầu của hệ thống điện trong từng chu kỳ giao dịch; không áp dụng các quy định về giá trần bản chào tại điểm d khoản 3 Điều này;
b) Tính toán giá trị nước: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán giá trị nước trong quá trình lập kế hoạch vận hành. Các đơn vị phát điện tự tính toán giá trị nước để chào giá.

Content:
Điều 1. Phê duyệt Thiết kế chi tiết thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam với các nội dung chính sau đây:
1. Tên gọi
- Tên tiếng Việt: Thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam;
- Tên tiếng Anh: Vietnam Wholesale Electricity Market;
- Tên viết tắt: VWEM.
2. Thành viên tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh
a) Bên bán điện gồm:
- Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện có công suất đặt trên 30 MW trực tiếp tham gia thị trường điện. Các nhà máy thủy điện có công suất đặt từ 30 MW trở xuống có quyền lựa chọn tham gia thị trường điện khi đáp ứng đủ các điều kiện về cơ sở hạ tầng;
- Nhà máy điện được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao (BOT) tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh theo một trong các hình thức sau: i) Trực tiếp tham gia thị trường; ii) Tham gia thị trường thông qua đơn vị chào giá thay thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Nhà máy điện BOT khi trực tiếp tham gia thị trường hoặc đơn vị chào giá thay nhà máy BOT thực hiện đầy đủ trách nhiệm, quyền, nghĩa vụ của bên bán điện, chào giá cho toàn bộ sản lượng hoặc cho phần sản lượng trên mức bao tiêu (quy định trong Hợp đồng BOT) theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành. Trường hợp chưa thực hiện được theo một trong hai hình thức trên, Tập đoàn Điện lực Việt Nam tính toán và chuyển Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trước biểu đồ huy động dự kiến theo quy định thị trường điện;
- Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh theo một trong các hình thức sau: i) Trực tiếp tham gia thị trường; ii) Tham gia thị trường thông qua đơn vị chào giá thay thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu khi trực tiếp tham gia thị trường hoặc đơn vị chào giá thay nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu thực hiện đầy đủ trách nhiệm, quyền, nghĩa vụ của bên bán điện theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.
- Các nhà máy điện không tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh gồm:
i) Các nguồn điện nhập khẩu: Tập đoàn Điện lực Việt Nam tính toán và chuyển Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trước biểu đồ huy động dự kiến theo quy định thị trường điện;
ii) Các nhà máy điện sử dụng năng lượng gió, mặt trời, địa nhiệt không phân biệt mức công suất đặt, các nhà máy thủy điện có công suất đặt từ 30 MW trở xuống không tham gia tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập lịch và huy động các nhà máy điện này theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh, Quy định vận hành, điều độ hệ thống điện và các quy định có liên quan khác do Bộ Công Thương ban hành.
b) Bên mua điện gồm:
- 5 Tổng công ty Điện lực: miền Bắc, miền Nam, miền Trung, Thành phố Hà Nội và Thành phố Hồ Chí Minh (sau đây viết tắt là các Tổng công ty Điện lực);
- Khách hàng sử dụng điện lớn mua điện từ cấp điện áp 110 kV trở lên đấu nối trực tiếp vào trạm biến áp truyền tải cấp điện áp 220 kV đáp ứng các điều kiện theo quy định của Bộ Công Thương có quyền lựa chọn tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Khi các điều kiện về cơ sở hạ tầng đáp ứng, có thể xem xét mở rộng đối tượng khách hàng sử dụng điện lớn tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh;
- Đơn vị mua buôn điện mới được phép tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh khi đáp ứng các điều kiện theo quy định của Bộ Công Thương.
c) Công ty Mua bán điện (thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam): Thực hiện nhiệm vụ mua điện từ các nhà máy điện không tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh và bán sản lượng điện này cho các Tổng công ty Điện lực theo quy định của Bộ Công Thương.
d) Các đơn vị cung cấp dịch vụ
- Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện: Là Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh, Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia sẽ được chuyển đổi thành đơn vị hạch toán độc lập thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
- Đơn vị truyền tải điện: Là Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
- Đơn vị phân phối điện: 5 Tổng công ty Điện lực: miền Bắc, miền Trung, miền Nam, Thành phố Hà Nội, Thành phố Hồ Chí Minh thực hiện chức năng quản lý lưới điện phân phối;
- Đơn vị cung cấp dịch vụ thu thập và quản lý số liệu đo đếm điện năng: trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh thực hiện các chức năng sau: i) Thực hiện thu thập số liệu đo đếm điện năng từ công tơ về hệ thống máy tính; ii) Truyền số liệu đo đếm về trung tâm quản lý số liệu đo đếm; iii) Lưu trữ, quản lý, xử lý số liệu đo đếm phục vụ thị trường điện. Chức năng, nhiệm vụ của đơn vị cung cấp dịch vụ thu thập và quản lý số liệu đo đếm điện năng được quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện và Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Chi phí thu thập, quản lý số liệu đo đếm điện năng phải tách bạch với các khoản chi phí cho các chức năng, dịch vụ khác trong cùng một đơn vị.
3. Thị trường giao ngay
a) Mô hình thị trường: Áp dụng mô hình thị trường chào giá theo chi phí (Cost-Based Pool);
b) Chu kỳ giao dịch: 30 phút;
c) Chu kỳ điều độ: 30 phút;
d) Chào giá
- Chu kỳ chào giá: Trong ngày D-1, đơn vị phát điện lập bản chào giá cho 48 chu kỳ giao dịch của ngày D và gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Trong ngày D, đơn vị phát điện được cập nhật và gửi lại bản chào giá trước giờ vận hành 6 giờ;
- Chào giá phát điện: Đơn vị phát điện thực hiện chào giá trong phạm vi giá sàn và giá trần cho toàn bộ công suất khả dụng của các tổ máy phát điện. Giá trần bản chào các tổ máy nhiệt điện được tính toán theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Giá trần bản chào của các tổ máy thủy điện được xác định trên cơ sở giá trị nước do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán. Bản chào giá của đơn vị phát điện bao gồm tối đa 10 cặp giá chào (đ/kWh) và công suất (MW) của từng tổ máy phát điện trong từng chu kỳ giao dịch;
- Chào giá phía phụ tải: Các đối tượng đặc biệt tham gia chào giá, bao gồm: i) Nhà máy thủy điện tích năng; ii) Các phụ tải có khả năng điều chỉnh (interuptable load) chào giá để cung cấp dịch vụ dự phòng.
đ) Tính toán giá trị nước: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện tính toán giá trị nước hàng tuần cho các nhà máy thủy điện trong hệ thống, công bố giá trần bản chào các nhà máy thủy điện. Đơn vị phát điện thực hiện tính toán giá trị nước để đưa ra chiến lược chào giá phù hợp cho đơn vị. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố các dữ liệu đầu vào, kết quả tính toán giá trị nước cho các thành viên thị trường. Các công cụ, phần mềm tính toán giá trị nước của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được kiểm toán độc lập theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh;
e) Lập kế hoạch vận hành: Được thực hiện theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh với các nội dung chính như sau:
- Kế hoạch vận hành năm tới: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện tính toán kế hoạch vận hành thị trường điện năm (gồm 12 tháng) kết hợp với lập kế hoạch vận hành hệ thống điện và tính toán đánh giá an ninh hệ thống điện. Kế hoạch vận hành năm được cập nhật tính toán hàng quý và tính cho 1 năm tới có xét đến 1 năm tiếp theo. Kết quả đầu ra của kế hoạch năm bao gồm công suất huy động, sản lượng huy động dự kiến của các tổ máy, giá thị trường dự kiến và các thông số cần thiết khác;
- Kế hoạch vận hành tháng tới: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện tính toán kế hoạch vận hành thị trường điện tháng. Công tác lập kế hoạch vận hành tháng tương tự như lập kế hoạch năm, cập nhật số liệu đầu vào và chỉ áp dụng cho 1 tháng tới;
- Kế hoạch vận hành tuần tới: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện kế hoạch vận hành thị trường điện tuần kết hợp với quy trình đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn (hàng tuần) với chu kỳ tính toán là 14 ngày theo các kịch bản phụ tải cơ sở, phụ tải thấp, phụ tải cao;
- Kế hoạch vận hành ngày tới: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện cập nhật số liệu, bản chào ngày tới từ các đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện, thực hiện tính kế hoạch vận hành ngày tới.
g) Lập lịch huy động tổ máy phát điện: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện tính toán lập lịch huy động các tổ máy phát điện theo nguyên tắc mô phỏng tính toán lập lịch huy động tối ưu có xét đến các ràng buộc an ninh trên hệ thống điện. Áp dụng mô hình mô phỏng hệ thống điện theo 3 nút đại diện cho 3 miền (Bắc, Trung, Nam) trong lập lịch huy động và điều độ;
h) Xác định giá thị trường: Áp dụng cơ chế xác định giá thị trường giao ngay đồng nhất toàn hệ thống và xác định giá thị trường sau vận hành (ex-post).
4. Cơ chế hợp đồng
Các cơ chế hợp đồng trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh bao gồm: i)Hợp đồng phân bổ (hợp đồng vesting); ii) Hợp đồng song phương; iii) Cơ chế giao dịch hợp đồng tập trung; cụ thể như sau:
a) Hợp đồng phân bổ (hợp đồng vesting): Thực hiện phân bổ các hợp đồng sai khác (CfD) đã ký kết giữa đơn vị phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam sang thành hợp đồng sai khác (CfD) ký kết giữa đơn vị phát điện với các Tổng công ty Điện lực theo nguyên tắc sau:
- Chi phí mua điện đầu vào bình quân từ các hợp đồng phân bổ của các Tổng công ty Điện lực là tương đương nhau;
- Giá hợp đồng và sản lượng hợp đồng được tính toán phù hợp với biểu đồ phụ tải dự báo của các khách hàng của các Tổng công ty Điện lực; phù hợp với các ràng buộc hợp đồng của đơn vị phát điện;
- Đảm bảo giữ tối đa các nội dung cam kết trong các hợp đồng đã ký kết giữa đơn vị phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
- Áp dụng từ thời điểm vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh chính thức.
b) Hợp đồng song phương: Bên bán và bên mua tự đàm phán, thống nhất về giá và sản lượng cam kết, ký kết hợp đồng song phương dưới dạng hợp đồng sai khác, thực hiện từ thời điểm vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh chính thức;
c) Giao dịch hợp đồng tập trung: Các đơn vị tham gia chào bán hoặc chào mua sản lượng hợp đồng trên sàn giao dịch theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Giao dịch hợp đồng tập trung nhằm xử lý các chênh lệch (thừa hoặc thiếu) giữa sản lượng hợp đồng đã ký so với nhu cầu phụ tải hoặc khả năng phát thực tế của các đơn vị.
5. Cơ chế cung cấp các dịch vụ phụ trợ
a) Đối với dịch vụ điều chỉnh tần số (bao gồm: dịch vụ điều tần và dịch vụ dự phòng quay): Mua trên thị trường giao ngay. Khi áp dụng xác định giá thị trường trước vận hành (ex-ante) thực hiện cơ chế đồng tối ưu giữa điện năng và dịch vụ điều chỉnh tần số;
b) Đối với các dịch vụ phụ trợ khác phục vụ vận hành hệ thống điện: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ký hợp đồng với các đơn vị cung cấp dịch vụ thông qua cơ chế đấu thầu cạnh tranh hoặc chỉ định đơn vị cung cấp dịch vụ.
6. Cơ chế thanh toán
a) Thanh toán trên thị trường giao ngay
- Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán các khoản thanh toán và thực hiện thanh toán cho các đơn vị trên thị trường giao ngay theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh.
- Các đơn vị mua điện trên thị trường giao ngay có trách nhiệm thực hiện quy định về bảo lãnh thanh toán tiền điện trên thị trường giao ngay. Trường hợp đơn vị mua điện vi phạm các quy định thanh toán tiền điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được sử dụng nguồn tiền từ bảo lãnh của đơn vị mua điện này để thực hiện thanh toán theo quy định thị trường điện.
b) Thanh toán hợp đồng: Bên bán điện và bên mua điện trực tiếp thực hiện thanh toán theo quy định trong hợp đồng mua bán điện được ký giữa hai bên.
c) Thanh toán các chi phí dịch vụ trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh:
- Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thu phí điều độ vận hành hệ thống điện và phí điều hành giao dịch thị trường điện theo quy định, đảm bảo đủ chi phí đầu tư cơ sở hạ tầng và các kinh phí hoạt động của đơn vị;
- Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia được thanh toán theo cơ chế giá truyền tải điện do Bộ Công Thương quy định, đảm bảo thu hồi đủ chi phí và có mức lợi nhuận hợp lý để đầu tư phát triển lưới điện truyền tải theo quy hoạch.
7. Công bố thông tin thị trường: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố đầy đủ kịp thời các thông tin, dữ liệu cần thiết cho thành viên tham gia thị trường theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh.
8. Cơ chế bù chéo giữa các Tổng công ty Điện lực
a) Mục đích của cơ chế bù chéo: Xử lý sự khác biệt về chi phí phân phối điện và cơ cấu khách hàng sử dụng điện giữa các Tổng công ty Điện lực;
b) Tập đoàn Điện lực Việt Nam chịu trách nhiệm thực hiện bù chéo giữa các Tổng công ty Điện lực theo quy định do Bộ Công Thương và Bộ Tài chính ban hành.
9. Khi đáp ứng được các điều kiện về cơ sở hạ tầng phục vụ vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét và trình Bộ Công Thương cho phép thực hiện:
- Chu kỳ điều độ: Thực hiện rút ngắn chu kỳ chào giá lại xuống dưới mức 30 phút;
- Chu kỳ chào giá lại: Thực hiện rút ngắn chu kỳ chào giá lại xuống dưới 6 giờ;
- Lập lịch huy động tổ máy phát điện: Áp dụng mô hình mô phỏng toàn bộ lưới truyền tải điện;
- Xác định giá thị trường: Thực hiện chuyển đổi sang cơ chế định giá theo 3 nút đại diện cho 3 miền (Bắc, Trung, Nam), sau đó dần mở rộng số nút trong mô hình tính toán giá thị trường. Áp dụng cơ chế định giá trước vận hành (ex- ante) kết hợp đồng bộ với cơ chế lập lịch huy động đồng tối ưu giữa điện năng và dịch vụ điều chỉnh tần số. Cho phép các đơn vị áp dụng cơ chế quyền truyền tải tài chính (Financial Transmission Rights) để quản lý rủi ro.
10. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét và trình Bộ Công Thương cho phép: i) Chuyển đổi mô hình thị trường chào giá theo chi phí (Cost-Based Pool sang mô hình chào giá tự do (Price-Based Pool) khi đáp ứng các điều kiện tiên quyết; ii) Thực hiện các cơ chế sau trong thị trường chào giá tự do (Price-Based Pool):
a) Đơn vị phát điện được đưa ra mức giá chào phù hợp với chiến lược chào giá của đơn vị, tùy theo khả năng phát điện và tình hình cân bằng cung cầu của hệ thống điện trong từng chu kỳ giao dịch; không áp dụng các quy định về giá trần bản chào tại điểm d khoản 3 Điều này;
b) Tính toán giá trị nước: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán giá trị nước trong quá trình lập kế hoạch vận hành. Các đơn vị phát điện tự tính toán giá trị nước để chào giá.