Thông tư 16/2025/TT-BCT quy định vận hành Thị trường bán buôn điện cạnh tranh

BỘ CÔNG THƯƠNG ___________ Số: 16/2025/TT-BCT

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM  Độc lập - Tự do - Hạnh phúc _______________________ Hà Nội, ngày 01 tháng 02 năm 2025

THÔNG TƯ

Quy định vận hành Thị trường bán buôn điện cạnh tranh

^{______________}

Căn cứ Luật Điện lực ngày 30 tháng 11 năm 2024;

Căn cứ Nghị định số 96/2022/NĐ-CP ngày 29 tháng 11 năm 2022 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương; Nghị định số 105/2024/NĐ-CP ngày 01 tháng 8 năm 2024 của Chính phủ sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 96/2022/NĐ-CP ngày 29 tháng 11 năm 2022 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương và Nghị định số 26/2018/NĐ-CP ngày 28 tháng 02 năm 2018 của Chính phủ về điều lệ tổ chức và hoạt động của Tập đoàn Điện lực Việt Nam;

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

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

Chương I

QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1. Phạm vi điều chỉnh

Thông tư này quy định về vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh (sau đây viết tắt là thị trường điện) bao gồm các nội dung chính sau: đăng ký tham gia thị trường điện; lập kế hoạch vận hành thị trường điện; cơ chế chào giá; cơ chế lập lịch huy động; đo đếm điện năng trong thị trường điện; xác định giá thị trường và tính toán thanh toán; công bố thông tin; giám sát vận hành thị trường điện; và trách nhiệm của các đơn vị tham gia thị trường điện.

Điều 2. Đối tượng áp dụng

Thông tư này áp dụng đối với các đơn vị sau đây:

1. Đơn vị mua buôn điện.

2. Đơn vị phát điện.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

4. Đơn vị truyền tải điện.

5. Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

6. Khách hàng sử dụng điện lớn tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp.

Điều 3. Giải thích từ ngữ

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

1. AGC (viết tắt theo tiếng Anh: Automatic Generation Control) là hệ thống thiết bị tự động điều chỉnh tăng giảm công suất tác dụng của tổ máy phát điện, nhà máy điện, cụm nhà máy điện hoặc hệ thống pin tích trữ nhằm đảm bảo vận hành an toàn, ổn định hệ thống điện.

3. Bản chào giá là bản chào bán điện năng lên thị trường điện của từng tổ máy, được đơn vị chào giá nộp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo mẫu bản chào giá quy định tại Thông tư này.

4. Bản chào giá lập lịch là bản chào giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chấp nhận để lập lịch huy động ngày tới, chu kỳ giao dịch tới.

5. Bản chào mặc định là bản chào giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng để lập lịch huy động ngày tới, chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp không nhận được bản chào giá hợp lệ của đơn vị phát điện.

6. Bảng kê thanh toán là bảng tính toán các khoản thanh toán cho đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và các đơn vị mua điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập cho mỗi ngày giao dịch và cho mỗi chu kỳ thanh toán.

7. Can thiệp thị trường điện là hành động thay đổi chế độ vận hành bình thường của thị trường điện mà Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải áp dụng để xử lý các tình huống quy định tại khoản 1 Điều 66 Thông tư này.

8. Chương trình tối ưu thủy nhiệt điện ngắn hạn là phần mềm tối ưu thủy nhiệt điện ngắn hạn để tính toán lịch lên xuống và biểu đồ huy động của các tổ máy được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận hành thị trường điện tuần tới và tính toán lập biểu đồ ngày tới của các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện.

9. Chu kỳ thanh toán là chu kỳ lập chứng từ, hoá đơn cho các khoản giao dịch trên thị trường điện trong khoảng thời gian 01 tháng, tính từ ngày 01 hàng tháng.

10. Công suất công bố là mức công suất sẵn sàng lớn nhất của tổ máy phát điện được đơn vị chào giá, nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường công bố.

11. Công suất điều độ là mức công suất của tổ máy phát điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện huy động thực tế trong chu kỳ giao dịch.

12. Công suất huy động chu kỳ giao dịch tới là mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho chu kỳ giao dịch đầu tiên trong lịch huy động chu kỳ giao dịch tới.

13. Công suất huy động ngày tới là mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho các chu kỳ giao dịch trong lịch huy động ngày tới theo kết quả lập lịch có ràng buộc.

14. Công suất phát ổn định thấp nhất là công suất phát tối thiểu (Pmin) của một tổ máy của nhà máy điện được bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận, thống nhất và quy định trong hợp đồng mua bán điện.

15. Công suất phát tăng thêm là phần công suất chênh lệch giữa công suất điều độ và công suất được sắp xếp trong lịch tính giá thị trường của tổ máy phát điện.

16. Cổng thông tin điện tử thị trường điện là cổng thông tin điện tử có chức năng công bố thông tin vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

17. Cơ chế mua bán điện trực tiếp là quy định về mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện và khách hàng sử dụng điện lớn theo từng thời kỳ do Chính phủ ban hành.

18. Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực là đơn vị trực thuộc Bộ Công Thương được giao chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn quản lý về điện lực theo quy định.

20. Điện năng phát tăng thêm là lượng điện năng phát của tổ máy phát điện được huy động tương ứng với công suất phát tăng thêm.

21. Đơn vị chào giá là đơn vị trực tiếp nộp bản chào giá trong thị trường điện, bao gồm đơn vị phát điện hoặc các nhà máy điện được đăng ký chào giá trực tiếp và đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.

22. Đơn vị cung ứng nhiên liệu là đơn vị cung cấp, kinh doanh nhiên liệu cho sản xuất điện, bao gồm Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam, Tổng Công ty Đông Bắc, Tổng Công ty Khí Việt Nam và các đơn vị cung cấp, kinh doanh nhiên liệu khác.

23. Đơn vị mua buôn điện là đơn vị có chức năng mua buôn điện trên thị trường điện giao ngay (tại các điểm giao nhận giữa lưới truyền tải điện và lưới phân phối điện và tại các điểm giao nhận với các nhà máy điện trên lưới phân phối), hiện nay, bao gồm 05 Tổng công ty Điện lực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (Tổng công ty Điện lực miền Bắc, miền Trung, miền Nam, Thành phố Hà Nội và Thành phố Hồ Chí Minh).

24. Đơn vị mua điện là đơn vị tham gia thị trường bán buôn điện với vai trò là bên mua điện, bao gồm đơn vị mua buôn điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

25. Đơn vị phát điện là đơn vị điện lực sở hữu và quản lý vận hành một hoặc nhiều nhà máy điện đấu nối vào hệ thống điện quốc gia.

26. Đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch là đơn vị phát điện sở hữu và quản lý vận hành nhà máy điện không chào giá trực tiếp trên thị trường điện và không áp dụng cơ chế thanh toán trên thị trường điện được quy định tại Chương VIII Thông tư này.

27. Đơn vị phát điện ký hợp đồng trực tiếp là đơn vị phát điện sở hữu và quản lý vận hành một hoặc nhiều nhà máy điện tham gia thị trường điện và ký Hợp đồng mua bán điện giữa các nhà máy điện này với đơn vị mua buôn điện.

28. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch là đơn vị phát điện sở hữu và quản lý vận hành nhà máy điện được chào giá, lập lịch huy động theo bản chào giá và tính toán thanh toán theo quy định tại Chương VIII Thông tư này.

29. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng là đơn vị quản lý vận hành hệ thống thu thập, xử lý, lưu trữ số liệu đo đếm điện năng phục vụ thị trường điện, bao gồm Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện, đơn vị mua buôn điện theo phạm vi quản lý số liệu đo đếm của đơn vị.

30. Đơn vị truyền tải điện là đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực truyền tải điện, chịu trách nhiệm quản lý, vận hành lưới điện truyền tải quốc gia.

31. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện là đơn vị thực hiện chức năng của Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia và Đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện theo quy định tại Luật Điện lực (nay là Công ty TNHH MTV Vận hành hệ thống điện và thị trường điện Quốc gia - NSMO).

32. Đơn vị xuất khẩu điện là đơn vị điện lực có chức năng ký kết và quản lý các hợp đồng xuất khẩu điện với điểm giao nhận xuất khẩu trên lưới điện truyền tải thuộc hệ thống điện quốc gia theo quy định.

33. FTP (File Transfer Protocol) là giao thức và công cụ truyền tập tin được sử dụng trong truyền, nhận các thông tin, tập tin giữa các đơn vị tham gia thị trường.

34. Giá công suất thị trường là mức giá tính toán cho mỗi chu kỳ giao dịch và áp dụng để tính toán khoản thanh toán công suất cho các đơn vị phát điện trong thị trường điện.

35. Giá sàn bản chào là mức giá thấp nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy phát điện trong bản chào giá ngày tới.

36. Giá điện năng thị trường là mức giá cho một đơn vị điện năng xác định cho mỗi chu kỳ giao dịch, áp dụng để tính toán khoản thanh toán điện năng trong thị trường điện.

37. Giá thị trường điện toàn phần là tổng giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường của mỗi chu kỳ giao dịch.

38. Giá trần bản chào là mức giá cao nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy phát điện trong bản chào giá ngày tới.

39. Giá trần thị trường điện là mức giá điện năng thị trường cao nhất, được xác định cho từng năm.

40. Giá trị cắt giảm phụ tải là thông số sử dụng trong mô hình tính toán, đặc trưng cho giá trị hàm phạt khi mô hình tính toán đưa ra kết quả có cắt giảm phụ tải do thiếu nguồn.

41. Giá trị nước là mức giá biên kỳ vọng tính toán cho lượng nước tích trong các hồ thủy điện khi được sử dụng để phát điện thay thế cho các nguồn nhiệt điện trong tương lai, tính quy đổi cho một đơn vị điện năng.

42.  Hệ số suy giảm hiệu suất là chỉ số suy giảm hiệu suất của tổ máy phát điện theo thời gian vận hành.

43. Hệ số tải trung bình năm là tỷ lệ giữa tổng sản lượng điện năng phát trong 01 năm và tích của tổng công suất đặt với tổng số giờ tính toán hệ số tải năm.

44. Hệ số tải trung bình tháng là tỷ lệ giữa tổng sản lượng điện năng phát trong 01 tháng và tích của tổng công suất đặt với tổng số giờ tính toán hệ số tải tháng.

45. Hệ thống thông tin thị trường điện là hệ thống các trang thiết bị và cơ sở dữ liệu phục vụ quản lý, trao đổi thông tin thị trường điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quản lý.

46. Hệ thống công nghệ thông tin thị trường điện là hệ thống trang thiết bị bao gồm hệ thống thông tin thị trường điện, hệ thống SCADA/EMS, hệ thống đo đếm điện năng và chữ ký số đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện và các hệ thống khác theo quy định tại Thông tư này.

47. Hồ sơ xác nhận sự kiện tháng là hồ sơ được lập theo quy định tại Điều 6 Phụ lục IV Thông tư này về Quy trình phối hợp đối soát số liệu thanh toán giữa Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện.

48. Hợp đồng mua bán điện là thỏa thuận bằng văn bản giữa bên mua điện và bên bán điện áp dụng cho việc mua bán điện.

49. Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện là người trực tiếp lập kế hoạch, lập lịch huy động nguồn điện và dịch vụ phụ trợ trong thị trường điện.

50. Khách hàng sử dụng điện lớn là khách hàng sử dụng điện có sản lượng tiêu thụ bình quân từ 200.000 kWh/tháng trở lên.

51. Khách hàng sử dụng điện lớn tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp là khách hàng sử dụng điện lớn được lựa chọn tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp theo quy định của Chính phủ.

52. Khối phụ tải là thông số sử dụng trong mô hình tính toán giá trị nước, được xác định từ một cặp giá trị: khoảng thời gian (giờ) và phụ tải (MWh). Trong tính toán giá trị nước, phụ tải một tuần bao gồm tối thiểu 05 (năm) khối phụ tải.

53. Lập lịch có ràng buộc là việc sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương pháp tối thiểu chi phí mua điện có xét đến các ràng buộc kỹ thuật trong hệ thống điện.

54. Lập lịch không ràng buộc là việc sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương pháp tối thiểu chi phí mua điện không xét đến các ràng buộc trong hệ thống điện.

55. Lịch huy động chu kỳ giao dịch tới là lịch huy động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ cho chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ giao dịch tiếp theo sau đó do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán, công bố.

56. Lịch huy động ngày tới là lịch huy động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ cho các chu kỳ giao dịch của ngày giao dịch tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập.

57. Lịch tính giá điện năng thị trường là lịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập sau ngày giao dịch hiện tại để xác định giá điện năng thị trường cho từng chu kỳ giao dịch.

58. Mô hình mô phỏng thị trường điện là hệ thống các phần mềm mô phỏng huy động các tổ máy phát điện và tính giá điện năng thị trường được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần.

59. Mô hình tính toán giá trị nước là hệ thống các phần mềm tối ưu thủy nhiệt điện để tính toán giá trị nước được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần.

60. Mực nước giới hạn là mực nước thượng lưu thấp nhất của hồ chứa thủy điện cuối mỗi tháng trong năm hoặc cuối mỗi tuần trong tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố theo quy định về thực hiện đánh giá khả năng bảo đảm cung cấp điện trung hạn và ngắn hạn tại Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, đồng thời đảm bảo mực nước giới hạn không cao hơn mực nước quy định trong mùa lũ theo quy trình vận hành hồ chứa, quy trình vận hành liên hồ chứa.

61. Mực nước tối ưu là mực nước thượng lưu của hồ chứa thủy điện vào thời điểm cuối mỗi tháng hoặc cuối mỗi tuần, đảm bảo việc sử dụng nước cho mục đích phát điện đạt hiệu quả cao nhất và đáp ứng các yêu cầu ràng buộc, do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán, công bố

62. Năm N là năm hiện tại vận hành thị trường điện, được tính theo năm dương lịch.

63. Ngày D là ngày giao dịch hiện tại.

64. Ngày điển hình là ngày được chọn có chế độ tiêu thụ điện điển hình của phụ tải điện theo quy định tại Quy định nội dung, phương pháp, trình tự và thủ tục nghiên cứu phụ tải điện do Bộ Công Thương ban hành. Ngày điển hình bao gồm ngày điển hình của ngày làm việc, ngày cuối tuần (thứ Bảy, Chủ nhật), ngày lễ (nếu có) cho năm, tháng và tuần.

65. Ngày giao dịch là ngày diễn ra các hoạt động giao dịch thị trường điện, tính từ 00h00 đến 24h00 hàng ngày.

66. Nhà máy điện BOT là nhà máy điện được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao thông qua hợp đồng giữa chủ đầu tư và cơ quan nhà nước có thẩm quyền.

67. Nhà máy điện mới tốt nhất là nhà máy nhiệt điện mới đưa vào vận hành có giá phát điện bình quân tính toán cho năm tới thấp nhất và giá hợp đồng mua bán điện được thoả thuận căn cứ theo giá dịch vụ phát điện tại Quy định về phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện; nguyên tắc tính giá điện để thực hiện dự án điện lực; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện và nằm trong khung giá phát điện quy định tại Quy định hồ sơ, trình tự, thủ tục, phương pháp xác định, phê duyệt khung giá phát điện; quy định hồ sơ, trình tự, thủ tục xây dựng, phê duyệt khung giá nhập khẩu điện, phương pháp lập khung giá nhập khẩu điện áp dụng cho các nước cụ thể do Bộ Công Thương ban hành. Nhà máy điện mới tốt nhất được lựa chọn hàng năm để sử dụng trong tính toán giá công suất thị trường.

68. Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu là nhà máy thủy điện trong danh mục do Thủ tướng Chính phủ quyết định theo quy định tại điểm b khoản 2 Điều 5 Luật Điện lực.

69. Nhà máy điện được phân bổ hợp đồng là nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện theo quy định tại khoản 2 Điều 41 Thông tư này.

70. Nhóm nhà máy thủy điện bậc thang là tập hợp các nhà máy thủy điện, trong đó lượng nước xả từ hồ chứa của nhà máy thuỷ điện bậc thang trên chiếm toàn bộ hoặc phần lớn lượng nước về hồ chứa nhà máy thuỷ điện bậc thang dưới và giữa hai nhà máy điện này không có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên.

71. Nút giao dịch là vị trí được sử dụng để xác định sản lượng điện năng giao nhận cho các giao dịch mua bán điện trên thị trường điện giao ngay trong thị trường điện.

72. Phần mềm lập lịch huy động là hệ thống phần mềm được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng để lập lịch huy động ngày tới và chu kỳ giao dịch tới cho các tổ máy phát điện trong thị trường điện.

73. Phụ tải điện phục vụ tính toán thanh toán là tổng sản lượng điện năng của toàn hệ thống điện tính quy đổi về đầu cực các tổ máy phát điện và sản lượng điện năng nhập khẩu trong một chu kỳ giao dịch.

74. Sản lượng điện hợp đồng là sản lượng điện năng được các bên đàm phán, thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện hoặc được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán, công bố theo quy định tại Thông tư này.

75. Sản lượng đo đếm là lượng điện năng đo đếm được của nhà máy điện tại vị trí giao nhận điện.

76. Sản lượng kế hoạch năm là sản lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động trong năm tới.

77. Sản lượng kế hoạch tháng là sản lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động các tháng trong năm.

78. Suất tiêu hao nhiên liệu là lượng nhiệt năng tiêu hao của tổ máy hoặc nhà máy điện để sản xuất ra một đơn vị điện năng.

79. Tài khoản người dùng là tên truy cập của người dùng, của đơn vị thành viên sử dụng để truy cập vào Cổng thông tin điện tử thị trường điện.

80. Tháng M là tháng hiện tại vận hành thị trường điện, được tính theo tháng dương lịch.

81. Thành viên tham gia thị trường điện là các đơn vị tham gia vào các hoạt động giao dịch hoặc cung cấp dịch vụ trên thị trường điện theo quy định tại Điều 2 Thông tư này.

82. Thị trường điện giao ngay là thị trường mua, bán điện trong các chu kỳ giao dịch do đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện thực hiện theo quy định tại các cấp độ thị trường điện cạnh tranh.

83. Thiếu công suất là tình huống khi tổng công suất công bố của tất cả các đơn vị phát điện nhỏ hơn nhu cầu phụ tải hệ thống dự báo trong một chu kỳ giao dịch.

84. Thông tin thị trường điện là toàn bộ dữ liệu và thông tin liên quan đến các hoạt động của thị trường điện.

85. Thời điểm chấm dứt chào giá ngày tới là thời điểm mà sau đó các đơn vị phát điện không được phép thay đổi bản chào giá ngày tới, trừ các trường hợp được quy định tại Điều 49 trong Thông tư này. Trong thị trường điện, thời điểm chấm dứt chào giá cho ngày D là 11h30 của ngày D-1.

86. Thứ tự huy động là kết quả sắp xếp các dải công suất trong bản chào theo nguyên tắc về giá từ thấp đến cao có xét đến các ràng buộc của hệ thống điện.

87. Tổng số giờ tính toán hệ số tải năm là tổng số giờ của cả năm N đối với các tổ máy đã vào vận hành thương mại từ năm N-1 trở về trước hoặc là tổng số giờ tính từ thời điểm vận hành thương mại của tổ máy đến hết năm đối với các tổ máy đưa vào vận hành thương mại trong năm N, trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế hoạch đã được phê duyệt trong năm N.

88. Tổng số giờ tính toán hệ số tải tháng là tổng số giờ của tháng M đối với các tổ máy đã vào vận hành thương mại từ tháng M-1 trở về trước hoặc là tổng số giờ tính từ thời điểm vận hành thương mại của tổ máy đến hết tháng đối với các tổ máy đưa vào vận hành trong tháng M, trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế hoạch đã được phê duyệt trong tháng M.

89. Tổ máy khởi động chậm là tổ máy phát điện không có khả năng khởi động và hoà lưới trong thời gian nhỏ hơn 30 phút.

90. Trang thông tin điện tử thị trường điện là trang thông tin điện tử có chức năng công bố thông tin thị trường điện.

91. Tuần T là tuần hiện tại vận hành thị trường điện.

92. Quá giới hạn nhiên liệu khí là trường hợp khi tổng công suất của dải giá chào đầu tiên và có giá chào bằng nhau trong bản chào của các tổ máy tuabin khí chào giá trong lập lịch ngày tới hoặc chu kỳ tới cộng với công suất ổn định thấp nhất của các tổ máy nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện được lập lịch huy động lớn hơn giới hạn tổng công suất của các nhà máy này được tính toán quy đổi từ giới hạn khí. Quá giới hạn nhiên liệu khí là trường hợp được áp dụng trong công tác lập lịch huy động, không sử dụng để điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng của các nhà máy điện.

93. Vị trí đo đếm là vị trí đặt hệ thống đo đếm điện năng để xác định sản lượng điện năng giao nhận phục vụ thanh toán thị trường điện tuân thủ theo Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng do Bộ Công Thương ban hành và các quy định khác của pháp luật có liên quan.

94. Xác suất ngừng máy sự cố là xác suất bất khả dụng do nguyên nhân sự cố của một tổ máy, được tính bằng tỉ lệ phần trăm (%) giữa số chu kỳ ngừng máy sự cố trên tổng của số chu kỳ khả dụng và số chu kỳ ngừng máy sự cố.

Chương II

ĐĂNG KÝ THAM GIA THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 4. Trách nhiệm tham gia thị trường điện của đơn vị phát điện

1. Đơn vị phát điện sở hữu và quản lý vận hành nhà máy điện sau đây có nghĩa vụ hoàn thành thủ tục đăng ký trực tiếp tham gia thị trường điện, trừ các nhà máy điện được quy định tại khoản 3 Điều này bao gồm:

c) Nhà máy điện năng lượng tái tạo tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện quốc gia.

2. Đơn vị phát điện sở hữu và quản lý vận hành nhà máy điện có công suất đặt đến 30 MW đấu nối lưới điện cấp điện áp từ 110 kV trở lên (trừ các trường hợp quy định tại điểm a, điểm c, điểm đ, điểm e khoản 3 Điều này), nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo có công suất đặt từ 10 MW trở lên, nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng điện lên hệ thống điện quốc gia được quyền lựa chọn trực tiếp tham gia thị trường điện. Trường hợp lựa chọn trực tiếp tham gia thị trường điện, Đơn vị phát điện có trách nhiệm:

a) Chuẩn bị cơ sở hạ tầng theo quy định tại khoản 5 Điều này;

b) Hoàn thiện và nộp hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện theo quy định tại khoản 1 Điều 7 Thông tư này;

c) Tuân thủ các yêu cầu đối với đơn vị phát điện tham gia thị trường điện theo quy định tại Thông tư này và các văn bản quy phạm pháp luật có liên quan.

3. Đơn vị phát điện sở hữu và quản lý vận hành nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện bao gồm:

a) Nhà máy điện BOT còn hiệu lực hợp đồng mua bán điện;

b) Nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo khác (trừ trường hợp quy định tại khoản 2 Điều này);

d) Nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần hoặc không bán sản lượng điện lên hệ thống điện quốc gia (trừ trường hợp quy định tại khoản 2 Điều này);

đ) Các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;

e) Các nguồn điện nhập khẩu;

g) Nhà máy cung cấp dịch vụ phụ trợ phải phát và khởi động nhanh theo danh sách công bố hàng năm;

h) Các nhà máy thủy điện vận hành theo cơ chế chi phí tránh được còn hiệu lực hợp đồng.

4. Trước ngày 01 tháng 11 năm N, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập danh sách các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch, các đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch và các đơn vị mua điện trong thị trường điện trong năm N+1 để công bố cho các thành viên tham gia thị trường điện, đồng thời báo cáo Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực để theo dõi, giám sát.

5. Đơn vị phát điện sở hữu và quản lý vận hành nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện có trách nhiệm đầu tư, hoàn thiện hệ thống trang thiết bị để đấu nối vào hệ thống thông tin thị trường điện (bao gồm: Hệ thống chào giá, hệ thống quản lý lệnh điều độ, hệ thống hỗ trợ thanh toán thị trường điện, hệ thống mạng kết nối thông tin nội bộ thị trường điện), hệ thống SCADA/EMS, hệ thống đo đếm điện năng và chữ ký số đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện và các yêu cầu khác theo quy định.

Điều 5. Trách nhiệm tham gia thị trường điện đối với đơn vị mua buôn điện

1. Đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm đăng ký tham gia thị trường điện trong trường hợp mua điện tại các vị trí đo đếm thuộc phạm vi thị trường bán buôn điện quy định tại Điều 72 Thông tư này.

2. Đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm đầu tư, hoàn thiện hệ thống trang thiết bị để đấu nối vào hệ thống thông tin thị trường điện, hệ thống đo đếm điện năng, hệ thống thu thập số liệu đo đếm từ xa tại các vị trí đo đếm ranh giới trong phạm vi quản lý và chữ ký số đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện và các hệ thống khác theo quy định.

Điều 6. Thời điểm tham gia thị trường điện

1. Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện có trách nhiệm tham gia thị trường điện, cụ thể:

a) Từ ngày đầu tiên của tháng M nếu ngày vận hành thương mại của nhà máy điện được công nhận trước ngày 20 tháng M-1;

b) Từ ngày đầu tiên của tháng M+1 nếu ngày vận hành thương mại của nhà máy điện được công nhận từ ngày 20 đến ngày cuối cùng của tháng M-1.

2. Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện khi hết hạn hợp đồng theo các cơ chế khuyến khích, ưu đãi của nhà nước (bao gồm cả các nhà máy điện BOT chuyển giao về Việt Nam) có trách nhiệm tham gia thị trường điện, cụ thể:

a) Từ ngày đầu tiên của tháng M nếu ngày ký kết hợp đồng mua bán điện theo Thông tư quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện, nguyên tắc tính giá điện để thực hiện dự án điện lực, nội dung chính của hợp đồng mua bán điện của đơn vị phát điện do Bộ Công Thương ban hành trước ngày 20 tháng M-1;

b) Từ ngày đầu tiên của tháng M+1 nếu ngày ký kết hợp đồng mua bán điện theo Thông tư quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện, nguyên tắc tính giá điện để thực hiện dự án điện lực, nội dung chính của hợp đồng mua bán điện của đơn vị phát điện do Bộ Công Thương ban hành từ ngày 20 đến ngày cuối cùng của tháng M-1.

3. Đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm tham gia thị trường điện từ ngày thực hiện giao nhận, mua điện từ lưới điện truyền tải.

a) Từ ngày đầu tiên của tháng M nếu ngày ký kết hợp đồng mua bán điện theo Thông tư quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện, nguyên tắc tính giá điện để thực hiện dự án điện lực, nội dung chính của hợp đồng mua bán điện của đơn vị phát điện do Bộ Công Thương ban hành trước ngày 20 tháng M-1;

Điều 7. Đăng ký tham gia thị trường điện đối với Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và Đơn vị mua buôn điện

1. Đối với Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch

a) Đơn vị phát điện tham gia thị trường điện khi đáp ứng đủ các yêu cầu sau:

- Giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện còn hiệu lực;

- Hoàn thành nghiệm thu đưa vào vận hành các hệ thống theo quy định tại khoản 5 Điều 4 Thông tư này;

- Hoàn thành ký kết hợp đồng mua bán điện và văn bản công nhận ngày vận hành thương mại của nhà máy điện;

- Thỏa thuận thống nhất về đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang (trong trường hợp Đơn vị phát điện là đại diện cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang).

b) Trước 07 ngày làm việc kể từ ngày chậm nhất phải tham gia thị trường điện theo quy định tại Điều 6 Thông tư này, Đơn vị phát điện có trách nhiệm gửi 01 bộ hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện cho từng nhà máy điện về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện qua trang thông tin điện tử thị trường điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hướng dẫn các đơn vị về thành phần hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện của Đơn vị phát điện.

2. Đối với Đơn vị mua buôn điện

a) Đơn vị mua buôn điện tham gia thị trường điện khi đáp ứng các yêu cầu sau:

- Giấy phép hoạt động điện lực còn hiệu lực;

- Đáp ứng các quy định về đo đếm điện năng tại các điểm đo đếm ranh giới giao nhận của đơn vị theo quy định;

- Hoàn thành nghiệm thu đưa vào vận hành hệ thống thu thập số liệu đo đếm từ xa tại các vị trí đo đếm ranh giới trong phạm vi quản lý của đơn vị, hệ thống mạng kết nối thông tin nội bộ thị trường điện và chữ ký số.

b) Trước 07 ngày làm việc kể từ ngày chậm nhất phải tham gia thị trường điện theo quy định tại Điều 6 Thông tư này, Đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm gửi 01 bộ hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện qua trang thông tin điện tử thị trường điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hướng dẫn các đơn vị về thành phần hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện của Đơn vị mua buôn điện.

Điều 8. Kiểm tra hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện

1. Trong thời hạn 02 ngày làm việc tính từ ngày nhận được hồ sơ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính đầy đủ của hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện và yêu cầu đơn vị đăng ký bổ sung, hoàn thiện hồ sơ nếu hồ sơ chưa đáp ứng theo quy định tại Điều 7 Thông tư này.

2. Trong thời hạn 03 ngày làm việc tính từ ngày nhận được hồ sơ hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra hồ sơ, đánh giá khả năng chính thức tham gia thị trường điện của đơn vị.

3. Trường hợp đơn vị đăng ký tham gia thị trường điện đã đáp ứng đầy đủ các điều kiện tham gia thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho đơn vị đăng ký và công bố trên trang thông tin điện tử thị trường điện ít nhất 24 giờ trước thời điểm đơn vị này chính thức tham gia thị trường điện.

Điều 9. Thông tin thành viên tham gia thị trường điện

1. Thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm đăng ký các thông tin chung về đơn vị cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xây dựng và công bố các yêu cầu chi tiết về thông tin đăng ký tham gia thị trường điện áp dụng cho từng loại hình thành viên tham gia thị trường điện. 

3. Đăng ký công tơ đo đếm và điểm đấu nối

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thiết lập và duy trì thông tin đăng ký của các công tơ và các điểm đấu nối thuộc phạm vi giao dịch trong thị trường điện;

b) Đối với từng công tơ đo đếm, thông tin đăng ký phải thể hiện rõ đơn vị chịu trách nhiệm quản lý, vận hành công tơ, đơn vị chịu trách nhiệm thu thập số liệu đo đếm từ công tơ;

c) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phối hợp với thành viên tham gia thị trường điện có liên quan thực hiện xác nhận các điểm đấu nối và công tơ đo đếm tại điểm đấu nối của từng thành viên tham gia thị trường điện; 

d) Trường hợp có thay đổi về sở hữu hoặc trách nhiệm đối với điểm đấu nối, thành viên tham gia thị trường điện có liên quan phải thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lưu trữ, cập nhật thông tin đăng ký của tất cả thành viên tham gia thị trường điện.

5. Trường hợp có thay đổi về thông tin đăng ký, thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm thông báo với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các thay đổi này.

6. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật và công bố các thông tin đăng ký tham gia thị trường của các thành viên tham gia thị trường điện, bao gồm cả các thay đổi; lưu trữ đầy đủ các thông tin, dữ liệu quá khứ.

7. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực khi có đăng ký tham gia thị trường điện hoặc khi có thay đổi liên quan đến việc tham gia của thành viên tham gia thị trường điện, bao gồm: Tình hình đăng ký tham gia và kết quả thẩm định hồ sơ đăng ký tham gia của các đơn vị thành viên mới, các thay đổi về thông tin đăng ký hoặc ngừng tham gia thị trường điện của các thành viên tham gia thị trường điện.

Điều 10. Chấm dứt tham gia thị trường điện

1. Các trường hợp chấm dứt tham gia thị trường điện

a) Nhà máy điện chấm dứt tham gia thị trường điện trong các trường hợp sau:

- Theo đề nghị của đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện trong trường hợp nhà máy điện ngừng vận hành hoàn toàn hoặc nhà máy điện không duy trì và không có khả năng khôi phục lại công suất đặt theo thông tin đăng ký tham gia thị trường điện trong thời hạn 01 năm;

- Giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện của nhà máy điện bị thu hồi hoặc hết hiệu lực.

b) Đơn vị mua buôn điện không tiếp tục mua điện tại các điểm giao nhận thuộc phạm vi thị trường điện hoặc Giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực bán buôn, bán lẻ điện bị thu hồi hoặc hết hiệu lực.

2. Trường hợp giấy phép hoạt động điện lực bị thu hồi, thời điểm ngừng tham gia thị trường điện của đơn vị phát điện hoặc đơn vị mua buôn điện được tính từ thời điểm giấy phép hoạt động điện lực bị thu hồi theo quyết định của cơ quan có thẩm quyền. Trong các trường hợp còn lại, trong thời hạn ít nhất 30 ngày trước thời điểm muốn chấm dứt tham gia thị trường điện, thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm gửi văn bản đề nghị chấm dứt tham gia thị trường điện cho Đơn vị vận hệ thống điện và thị trường điện.

3. Trong thời hạn 10 ngày tính từ ngày nhận được văn bản thông báo đề nghị chấm dứt tham gia thị trường điện của thành viên tham gia thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xem xét, quyết định và báo cáo cho Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực để giám sát thực hiện.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lưu trữ hồ sơ, công bố trên trang thông tin điện tử thị trường điện về việc chấm dứt tham gia thị trường điện của đơn vị thành viên tham gia thị trường điện.

Điều 11. Huy động nhà máy điện chưa trực tiếp tham gia thị trường điện

2. Đối với các nhà máy điện đã vận hành thương mại, đang trong quá trình đăng ký tham gia thị trường điện hoặc chờ đến thời điểm tham gia thị trường điện: huy động như nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện.

3. Trong trường hợp được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện huy động theo quy định tại khoản 1, khoản 2 Điều này, đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện được thanh toán theo quy định tại hợp đồng mua bán điện hoặc thỏa thuận thống nhất giữa hai bên.

Chương III

NGUYÊN TẮC VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 12. Nguyên tắc vận hành thị trường điện

1. Bảo đảm công khai, minh bạch, bình đẳng, cạnh tranh lành mạnh, không phân biệt đối xử giữa các đơn vị tham gia thị trường điện; bảo đảm quyền và lợi ích hợp pháp của các đơn vị tham gia thị trường điện.

2. Tôn trọng, bảo đảm quyền tự do lựa chọn đối tác và hình thức giao dịch của các đối tượng mua bán điện trên thị trường điện.

3. Nhà nước điều tiết hoạt động của thị trường điện cạnh tranh nhằm bảo đảm phát triển hệ thống điện bền vững, đáp ứng yêu cầu cung cấp điện an toàn, ổn định, tin cậy và hiệu quả.

Điều 13. Ngày giao dịch, chu kỳ giao dịch, chu kỳ điều độ, nguyên tắc vận hành

1. Ngày giao dịch được tính từ thời điểm 00h00 đến 24h00 của ngày dương lịch.

2. Chu kỳ giao dịch là 30 phút, tính từ thời điểm bắt đầu của mỗi 30 phút trong ngày giao dịch. Khi các điều kiện về cơ sở hạ tầng được đáp ứng, Bộ Công Thương xem xét giảm chu kỳ giao dịch nhỏ hơn 30 phút.

3. Chu kỳ điều độ là 30 phút, tính từ thời điểm bắt đầu của mỗi 30 phút trong ngày giao dịch. Khi các điều kiện về cơ sở hạ tầng được đáp ứng, Bộ Công Thương xem xét giảm chu kỳ điều độ nhỏ hơn 30 phút đồng bộ với việc giảm chu kỳ giao dịch tại khoản 2 Điều này.

4. Trong quá trình tham gia thị trường điện, các đơn vị có trách nhiệm thực hiện theo đúng các quy định, tuân thủ lệnh điều độ, hướng dẫn của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo vận hành thị trường điện ổn định, cạnh tranh hiệu quả, vận hành hệ thống điện ổn định, an toàn và tin cậy.

Điều 14. Nút giao dịch mua bán điện

1. Nút giao dịch mua bán điện của từng thành viên tham gia thị trường điện bao gồm:

a) Đối với đơn vị phát điện, nút giao dịch được tính tại điểm giao nhận điện của nhà máy điện thuộc sở hữu của đơn vị với hệ thống điện quốc gia;

b) Đối với đơn vị mua buôn điện, nút giao dịch được tính tại:

- Điểm giao nhận giữa lưới truyền tải điện và lưới phân phối điện của đơn vị mua điện;

- Điểm giao nhận (nếu có) giữa các nhà máy điện tham gia thị trường điện và lưới phân phối điện của đơn vị mua điện;

- Điểm giao nhận trên lưới phân phối với đơn vị mua điện khác tham gia thị trường điện.

2. Đơn vị phát điện, đơn vị mua điện phải đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện nút giao dịch của đơn vị trong quá trình đăng ký tham gia thị trường điện. Trường hợp có thay đổi về các nút giao dịch hiện có, bổ sung các nút giao dịch mới, đơn vị phát điện, đơn vị mua điện có trách nhiệm thông báo thông tin này cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phối hợp với đơn vị liên quan trong việc lập, quản lý và công bố danh mục các nút giao dịch tương ứng với từng thành viên tham gia thị trường điện.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phối hợp với các đơn vị liên quan trong việc lập và quản lý danh mục công tơ đo đếm cho từng nút giao dịch để xác định sản lượng điện năng giao dịch trong thị trường tại nút giao dịch đó trong từng chu kỳ giao dịch.

Điều 15. Giới hạn giá chào

1. Giá chào của các tổ máy phát điện trên thị trường điện được giới hạn từ giá sàn bản chào đến giá trần bản chào.

2. Đối với tổ máy nhiệt điện

a) Giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện được xác định hàng năm, điều chỉnh hàng tháng và được tính toán căn cứ trên các yếu tố sau:

- Suất hao nhiệt của tổ máy phát điện;

- Hệ số suy giảm hiệu suất theo thời gian vận hành của tổ máy phát điện;

- Giá nhiên liệu;

- Giá biến đổi theo hợp đồng mua bán điện.

b) Giá sàn bản chào của tổ máy nhiệt điện là 0 đồng/kWh.

3. Đối với tổ máy thuỷ điện

a) Giá trần bản chào của tổ máy thuỷ điện được quy định tại Điều 45 Thông tư này;

b) Giá sàn bản chào của tổ máy thuỷ điện là 0 đồng/kWh.

Điều 16. Giá thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch

1. Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán sau thời điểm vận hành căn cứ trên phương pháp lập lịch không ràng buộc;

b) Không vượt quá giá trần thị trường điện.

2. Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới và không thay đổi trong năm áp dụng;

b) Tính toán trên nguyên tắc đảm bảo cho Nhà máy điện mới tốt nhất thu hồi đủ chi phí biến đổi và chi phí cố định.

3. Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện được tính bằng tổng của 02 thành phần sau:

a) Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện;

b) Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện.

Điều 17. Xác định sản lượng điện hợp đồng

1. Quy định chung

a) Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện có trách nhiệm thỏa thuận, thống nhất và quy định trong hợp đồng mua bán điện về sản lượng điện hợp đồng hoặc tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng trong khung quy định tại điểm b khoản này để xác định sản lượng điện hợp đồng năm (hoặc từng năm trong chu kỳ nhiều năm). Căn cứ sản lượng điện hợp đồng năm đã thống nhất trong hợp đồng mua bán điện, Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện tính toán và thống nhất về việc phân bổ sản lượng điện hợp đồng vào từng tháng trong năm.

Trường hợp Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện thống nhất thông tin sản lượng điện hợp đồng năm, tháng, thực hiện thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các nội dung đã thống nhất thông qua văn bản để Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện phân bổ sản lượng điện hợp đồng vào từng chu kỳ giao dịch. Trường hợp Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện chỉ thống nhất được tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng thì thực hiện thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để thực hiện tính toán, phân bổ sản lượng điện hợp đồng theo quy định tại Thông tư này.

b) Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng không cao hơn 100% và không thấp hơn 60%;

2. Đối với nhà máy điện đã ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam

a) Trường hợp Đơn vị phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam thỏa thuận thống nhất về sản lượng điện hợp đồng năm, tháng, hai bên có trách nhiệm gửi thông tin cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán phân bổ sản lượng điện hợp đồng vào từng chu kỳ giao dịch theo quy định tại khoản 3 Điều 39 Thông tư này;

b) Trường hợp Đơn vị phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam thỏa thuận thống nhất được tỷ lệ điện năng thanh toán theo giá hợp đồng và chưa thỏa thuận thống nhất được sản lượng điện hợp đồng năm; hoặc không thỏa thuận thống nhất được về sản lượng điện hợp đồng năm, tháng và theo quy định tại khoản 5 Điều này:

- Đối với nhà máy nhiệt điện: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện tính toán sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm N+1 và phân bổ sản lượng điện hợp đồng tối thiểu vào các tháng trong năm N+1 theo quy định tại Điều 29 Thông tư này và thực hiện tính toán sản lượng điện hợp đồng tháng của nhà máy nhiệt điện theo quy định tại Khoản 1 Điều 39 Thông tư này, đồng thời phân bổ vào từng chu kỳ giao dịch theo quy định tại Khoản 3 Điều 39 Thông tư này;

- Đối với nhà máy thủy điện: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán sản lượng điện hợp đồng tháng theo quy định tại Khoản 2 Điều 39 Thông tư này và sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch theo quy định tại khoản 3 Điều 39 Thông tư này.

3. Đối với nhà máy điện đã ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, được phân bổ cho Đơn vị mua buôn điện và nhà máy điện đã ký hợp đồng với đơn vị mua buôn điện

a) Trường hợp các đơn vị thỏa thuận thống nhất về sản lượng điện hợp đồng năm, tháng, gửi thông tin cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán phân bổ sản lượng điện hợp đồng vào từng chu kỳ giao dịch theo quy định tại Điều 41 Thông tư này;

b) Trường hợp các đơn vị thỏa thuận thống nhất được tỷ lệ điện năng thanh toán theo giá hợp đồng và chưa thỏa thuận thống nhất được sản lượng điện hợp đồng năm; hoặc không thỏa thuận, thống nhất được về sản lượng điện hợp đồng năm, tháng và theo quy định tại khoản 5 Điều này: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện tính toán sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm, sản lượng điện hợp đồng tối thiểu tháng, sản lượng điện hợp đồng tháng theo quy định tại Điều 29, Điều 30, và Điều 39 Thông tư này, đồng thời phân bổ vào từng chu kỳ giao dịch theo quy định tại Điều 41 Thông tư này.

4. Đối với nhà máy điện mới (vận hành thương mại sau thời điểm Thông tư này có hiệu lực)

a) Trước ngày vận hành thương mại dự kiến của nhà máy điện 90 ngày, Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện có trách nhiệm thoả thuận, thống nhất trong hợp đồng mua bán điện về tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng hoặc sản lượng điện hợp đồng năm, tháng theo quy định tại điểm a khoản 1 Điều này;

b) Trường hợp Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện không thống nhất được sản lượng điện hợp đồng của các tháng còn lại trong năm: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện tính toán theo quy định tại khoản 1 hoặc khoản 2 Điều 39 Thông tư này;

c) Sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch: Trừ trường hợp có thỏa thuận khác giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện, sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định trong lập kế hoạch vận hành tháng tới căn cứ trên việc phân bổ sản lượng điện hợp đồng tháng vào các chu kỳ giao dịch trong tháng theo quy định tại khoản 3 Điều 39 và Điều 41 Thông tư này.

5. Đối với nhà máy điện đã ký hợp đồng mua bán điện nhưng không thống nhất được tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng hoặc sản lượng điện hợp đồng năm N+1 với Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc Đơn vị mua buôn điện theo quy định tại Khoản 1 Điều này để cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 15 tháng 11 năm N:

a) Đơn vị phát điện, Đơn vị mua điện có trách nhiệm đề xuất tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng và sản lượng điện hợp đồng báo cáo Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 20 tháng 11 hàng năm;

b) Căn cứ báo cáo của Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm đề xuất các phương án tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng trong năm tới theo quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này và báo cáo Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực;

c) Trường hợp các bên vẫn không thống nhất tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng hoặc sản lượng điện hợp đồng năm, tháng: Trước ngày 10 tháng 12 năm N, căn cứ kết quả tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tại điểm b khoản này, Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực có trách nhiệm đánh giá, thẩm định và trình Bộ Công Thương phê duyệt tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng năm N+1 để các bên thực hiện trong giai đoạn chưa thống nhất, cụ thể:

- Tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng do Bộ Công Thương phê duyệt theo nguyên tắc quy định tại điểm b khoản 1 Điều này phù hợp với từng giai đoạn phát triển của thị trường điện và bảo đảm hài hòa lợi ích giữa bên mua điện và bên bán điện;

- Căn cứ tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng do Bộ Công Thương công bố, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm và tối thiểu tháng theo quy định tại Điều 29 Thông tư này và sản lượng điện hợp đồng tháng theo quy định tại khoản 1, khoản 2 Điều 39 Thông tư này và thông báo cho Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện để thực hiện theo các quy định tại Thông tư này.

d) Trong giai đoạn áp dụng tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng được Bộ Công Thương phê duyệt, Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện có trách nhiệm tiếp tục thỏa thuận về sản lượng điện hợp đồng các tháng còn lại trong năm. Trường hợp Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện đạt được thỏa thuận về sản lượng điện hợp đồng các tháng còn lại trong năm thì cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để tính toán và công bố. Tại thời điểm Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố sản lượng điện hợp đồng mà Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện vẫn không đạt được thỏa thuận về sản lượng điện hợp đồng thì các đơn vị thực hiện theo sản lượng điện hợp đồng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đã tính toán và công bố.

6. Điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng:

a) Điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng tháng:

- Trường hợp Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện thỏa thuận thống nhất về sản lượng điện hợp đồng tháng, hoặc các nội dung về điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng tháng (các trường hợp điều chỉnh, nguyên tắc điều chỉnh) trước tháng vận hành: Việc điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng tháng được thực hiện theo thỏa thuận giữa hai bên. Các đơn vị có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các nội dung đã thống nhất để phục vụ công tác vận hành thị trường điện;

- Trường hợp sản lượng điện hợp đồng tháng của các nhà máy nhiệt điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán theo quy định tại khoản 1 Điều 39 Thông tư này và không có thỏa thuận khác giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện về điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng tháng: Việc điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng được thực hiện theo các nguyên tắc quy định tại Điều 38 Thông tư này.

b) Điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng chu kỳ giao dịch:

- Trường hợp Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện thỏa thuận thống nhất về nguyên tắc điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng chu kỳ giao dịch (các trường hợp điều chỉnh, nguyên tắc điều chỉnh) trước thời điểm Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố sản lượng điện hợp đồng chu kỳ giao dịch: Việc điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng chu kỳ giao dịch được thực hiện theo thỏa thuận giữa hai bên. Các đơn vị có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các nội dung đã thống nhất để phục vụ công tác vận hành thị trường điện;

- Trường hợp sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán theo quy định tại Điều 40 và Điều 41 Thông tư này và không có thỏa thuận khác giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện về điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng chu kỳ giao dịch: Việc điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng chu kỳ giao dịch được thực hiện theo các nguyên tắc quy định tại Điều 40 Thông tư này.

Điều 18. Nguyên tắc vận hành, huy động nguồn điện khi xảy ra quá tải, thừa nguồn

1. Nguyên tắc vận hành, huy động nguồn điện phải đảm bảo các ràng buộc kỹ thuật để đảm bảo hệ thống điện vận hành liên tục, ổn định, tin cậy và an toàn; bao gồm các yếu tố:

a) Yêu cầu kỹ thuật của hệ thống điện như xử lý quá tải các thiết bị điện, đảm bảo chế độ điện áp, tần số, đảm bảo ổn định lưới điện, đáp ứng nhu cầu phụ tải đỉnh;

b) Yêu cầu kỹ thuật của hệ thống cung cấp nhiên liệu sơ cấp;

d) Yêu cầu cấp nước hạ du hoặc ràng buộc mức nước quy định trong quy trình liên hồ chứa, quy trình vận hành hồ chứa hoặc yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền.

2. Điều kiện áp dụng:

a) Trong công tác lập kế hoạch vận hành: khi tổng lượng công suất phát ổn định thấp nhất của các tổ máy nhiệt điện nối lưới hoặc công suất cần duy trì để đảm bảo các ràng buộc kỹ thuật của các nguồn điện nối lưới, công suất dự báo các nguồn năng lượng tái tạo, công suất các nhà máy thủy điện đang xả hoặc đáp ứng nhu cầu cấp nước hạ du tại một khu vực, miền, khu vực hoặc cả hệ thống điện trong chu kỳ giao dịch lớn hơn phụ tải khu vực, miền cộng với giới hạn truyền tải liên kết khu vực, miền hoặc phụ tải hệ thống dự báo;

b) Trong công tác lập lịch: khi tổng lượng công suất phát của các đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch, công suất dự báo các nguồn năng lượng tái tạo và tổng công suất phát các nhà máy trực tiếp tham gia thị trường điện (bao gồm phần công suất chào giá sàn của các nhà máy thủy điện, công suất phát ổn định thấp nhất của các tổ máy nhiệt điện nối lưới hoặc công suất cần duy trì để đảm bảo các ràng buộc kỹ thuật của các nguồn điện nối lưới) tại một miền, khu vực hoặc cả hệ thống điện trong chu kỳ giao dịch lớn hơn phụ tải khu vực, miền cộng với giới hạn truyền tải liên kết miền hoặc phụ tải hệ thống dự báo.

Chương IV

KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Mục 1

KẾ HOẠCH VẬN HÀNH NĂM TỚI

Điều 19. Kế hoạch vận hành năm tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới, bao gồm các nội dung sau:

a) Lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất;

b) Tính toán giá công suất thị trường;

c) Tính toán giá trị nước và mực nước tối ưu của các hồ chứa thủy điện;

d) Tính toán giới hạn giá bản chào của tổ máy nhiệt điện;

đ) Xác định các phương án giá trần thị trường điện;

e) Tính toán sản lượng kế hoạch, sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm và phân bổ sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm vào các tháng trong năm đối với các nhà máy nhiệt điện chưa thỏa thuận, thống nhất về sản lượng điện hợp đồng năm, tháng.

3. Chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện được xác định như sau:

a) Trường hợp xác định được giá trị suất hao nhiệt theo hợp đồng mua bán điện, chi phí biến đổi của tổ máy xác định như sau:

Trong đó:

VC_b: Chi phí biến đổi của tổ máy (đồng/kWh);

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

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

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện (đồng/kWh).

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

Trong đó:

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

: Suất hao nhiệt bình quân của nhiên liệu chính của tổ máy phát điện quy định trong trong hợp đồng mua bán điện (kg/kWh hoặc BTU/kWh hoặc kcal/kWh);

: Giá nhiên liệu chính bao gồm cả giá vận chuyển, tồn trữ, tái hóa nhiên liệu chính (đồng/kCal; đồng/BTU hoặc đồng/kg).

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

Trong đó:

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

: Suất hao nhiệt bình quân của nhiên liệu phụ theo thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện trên cơ sở thông số của nhà chế tạo thiết bị (kg/kWh);

: Giá nhiên liệu phụ bao gồm cả cước vận chuyển và các loại phí khác theo quy định (đồng/kg).

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

Trường hợp tổ máy nhiệt điện không có suất hao nhiệt trong hợp đồng mua bán điện thì xác định bằng suất hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm theo công nghệ phát điện và công suất đặt và cùng nhà chế tạo. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán suất tiêu hao nhiên liệu hoặc suất hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn;

- Hệ số suy giảm hiệu suất của tổ máy nhiệt điện được xác định bằng hệ số suy giảm hiệu suất trong hợp đồng mua bán điện do đơn vị mua điện cung cấp.

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

- Thành phần giá biến đổi khác của nhà máy điện  (đồng/kWh) được xác định theo quy định tại hợp đồng mua bán điện.

b) Trường hợp không có suất hao nhiệt trong hợp đồng mua bán điện đã ký, chi phí biến đổi của tổ máy được xác định bằng giá biến đổi năm N (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) trong hợp đồng mua bán điện có cập nhật các yếu tố ảnh hưởng đến giá biến đổi của năm N. Đối với nhà máy điện chưa ký hợp đồng mua bán điện, giá biến đổi năm được tính theo nhà máy điện đã ký hợp đồng mua bán điện có công nghệ phát điện và công suất đặt tương đương;

c) Căn cứ để xác định các thành phần giá và chi phí được sử dụng trong tính toán giá biến đổi hoặc chi phí biến đổi năm N như sau:

- Giá nhiên liệu áp dụng cho năm N được cơ quan có thẩm quyền công bố hoặc hướng dẫn xác định;

- Giá nhiên liệu áp dụng cho năm N theo quy định tại hợp đồng mua bán điện, hợp đồng mua bán nhiên liệu. Trường hợp giá nhiên liệu phụ thuộc vào kế hoạch cung cấp nhiên liệu và/hoặc các chỉ số giá nhiên liệu, Đơn vị phát điện, đơn vị cung ứng nhiên liệu có trách nhiệm cung cấp cho bên Mua điện kế hoạch cung cấp nhiên liệu và/hoặc các chỉ số giá nhiên liệu để xem xét trong quá trình xác định giá nhiên liệu dự kiến năm N;

- Giá nhiên liệu căn cứ theo hồ sơ thanh toán tiền điện của 03 tháng gần nhất trước thời điểm cung cấp số liệu lập kế hoạch năm N và có xét đến các yếu tố ảnh hưởng đến giá nhiên liệu của năm N. Trường hợp tại thời điểm lập kế hoạch năm N chưa có hồ sơ thanh toán tiền điện với giá nhiên liệu tính đủ của tháng gần nhất (hồ sơ thanh toán chưa tính đủ giá nhiên liệu theo hợp đồng mua bán nhiên liệu), có thể sử dụng giá nhiên liệu bình quân tháng tính trên cơ sở các hóa đơn theo quy định của hợp đồng mua bán nhiên liệu.

- Trường hợp chi phí biến đổi, suất hao nhiên liệu theo quy định trong hợp đồng mua bán điện được xác định tại nhiều mức tải, áp dụng mức tải 85% của nhà máy điện để tính toán giá biến đổi, chi phí biến đổi dự kiến năm N.

4. Trước ngày 25 tháng 10 hằng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lấy ý kiến Tập đoàn Điện lực Việt Nam, đơn vị phát điện, đơn vị mua buôn điện và các đơn vị khác có liên quan về kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới.

5. Trước ngày 05 tháng 11 hằng năm, các đơn vị được lấy ý kiến có trách nhiệm gửi ý kiến về kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để hoàn thiện.

6. Trước ngày 15 tháng 11 hằng năm, trên cơ sở ý kiến của các đơn vị, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoàn thiện tính toán và trình Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới (bao gồm kết quả tính toán, các số liệu đầu vào và thuyết minh tính toán theo quy định tại Thông tư này) để tổ chức thẩm định.

7. Trước ngày 10 tháng 12 hằng năm, Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực có trách nhiệm trình Bộ Công Thương xem xét, phê duyệt kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới, bao gồm các nội dung sau:

a) Hệ số hiệu chỉnh sản lượng (hệ số a) áp dụng cho các nhà máy nhiệt điện trong giai đoạn chưa đàm phán, thỏa thuận thống nhất về sản lượng điện hợp đồng;

b) Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng (tỷ lệ alpha) áp dụng trong giai đoạn các đơn vị chưa đàm phán, thỏa thuận thống nhất về sản lượng hợp đồng và tỷ lệ alpha;

c) Nhà máy điện mới tốt nhất;

d) Giá trần thị trường điện năm tới;

đ) Giá công suất thị trường năm tới.

Điều 20. Phân loại nhà máy thuỷ điện

1. Các nhà máy thuỷ điện trong thị trường điện được phân loại cụ thể như sau:

a) Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;

b) Nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang;

c) Nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên;

d) Nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày;

Đối với nhà máy thủy điện sử dụng nước từ hồ chứa thủy lợi để phát điện và có các yêu cầu đặc biệt của cơ quan nhà nước có thẩm quyền thì Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực có trách nhiệm báo cáo Bộ Công Thương xem xét quyết định hình thức tham gia thị trường điện của nhà máy điện trong năm đó.

2. Hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân loại, cập nhật danh sách nhà máy thuỷ điện quy định tại khoản 1 Điều này.

Điều 21. Dự báo phụ tải cho lập kế hoạch vận hành năm tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm dự báo phụ tải để phục vụ lập kế hoạch vận hành năm tới theo phương pháp quy định tại Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành. Các số liệu dự báo phụ tải phục vụ lập kế hoạch vận hành năm tới bao gồm:

a) Tổng nhu cầu phụ tải hệ thống điện quốc gia và phụ tải từng miền Bắc, Trung, Nam cho cả năm và từng tháng trong năm;

b) Biểu đồ phụ tải các ngày điển hình các miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống điện quốc gia các tháng trong năm;

c) Công suất cực đại, cực tiểu của phụ tải hệ thống điện quốc gia trong từng tháng.

2. Đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm dự báo phụ tải năm tới và gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 22. Dịch vụ phụ trợ cho kế hoạch vận hành năm tới

1. Các loại hình dịch vụ phụ trợ cho vận hành hệ thống điện trong thị trường điện bao gồm:

a) Điều khiển tần số thứ cấp;

b) Khởi động nhanh;

c) Điều chỉnh điện áp;

d) Khởi động đen;

đ) Dự phòng vận hành phải phát.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định nhu cầu các loại dịch vụ phụ trợ theo quy định tại Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng và Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 23. Phân loại nhà máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh năm tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định hệ số tải trung bình năm của các nhà máy phát điện.

2. Căn cứ hệ số tải trung bình năm từ kết quả mô phỏng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân loại các nhà máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh thành 03 nhóm sau:

a) Nhóm nhà máy chạy nền: Bao gồm các nhà máy phát điện có hệ số tải trung bình năm lớn hơn hoặc bằng 60%;

b) Nhóm nhà máy chạy lưng: Bao gồm các nhà máy phát điện có hệ số tải trung bình năm lớn hơn 25% và nhỏ hơn 60%;

c) Nhóm nhà máy chạy đỉnh: Bao gồm các nhà máy phát điện có hệ số tải trung bình năm nhỏ hơn hoặc bằng 25%.

Điều 24. Xác định giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện

1. Trường hợp xác định được giá trị suất hao nhiệt

a) Giá trần bản chào giá của tổ máy nhiệt điện được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

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

K_DC: Hệ số điều chỉnh giá trần theo kết quả phân loại nhà máy nhiệt điện. Đối với nhà máy nhiệt điện chạy nền KDC = 0%; nhà máy nhiệt điện chạy lưng KDC = 5%; nhà máy nhiệt điện chạy đỉnh KDC = 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);

P^bd_khac: Giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác được xác định theo hợp đồng mua bán điện (đồng/kWh);

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).

b) Các thông số về giá nhiên liệu của tổ máy nhiệt điện được xác định theo quy định tại khoản 3 Điều 19 Thông tư này;

c) Giá nhiên liệu chính do đơn vị mua điện cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 01 tháng 9 năm N-1.

2. Trường hợp không có số liệu suất hao nhiệt trong hợp đồng mua bán điện hoặc không có nhà máy điện chuẩn cùng nhóm phù hợp:

a) Giá trần bản chào giá của tổ máy nhiệt điện được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

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

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

: Giá biến đổi (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) cho năm N theo hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện (đồng/kWh).

b) Giá biến đổi (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) dùng để tính giá trần bản chào là giá biến đổi dự kiến cho năm N do đơn vị mua điện cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố số liệu đầu vào và kết quả tính toán giá trần bàn chào của các tổ máy nhiệt điện.

Điều 25. Xác định giá trần thị trường điện áp dụng cho các đơn vị phát điện

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các phương án giá trần thị trường điện, ít nhất là 03 phương án.

2. Giá trần thị trường điện cho năm N không cao hơn 115% giá trần bản chào cao nhất trong các tổ máy nhiệt điện trực tiếp chào giá trên thị trường điện, không thấp hơn giá biến đổi bình quân của các tổ máy nhiệt điện trực tiếp chào giá trên thị trường điện (trừ các tổ máy có ràng buộc huy động theo bao tiêu hoặc khả năng cấp nhiên liệu).

3. Việc lựa chọn phương án giá trần thị trường điện áp dụng cho năm N theo các nguyên tắc sau:

a) Bảo đảm tối ưu kinh tế - kỹ thuật, hài hòa lợi ích giữa bên mua điện và bên bán điện trên thị trường điện;

b) Bảo đảm đồng bộ, phù hợp với việc lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất để xác định giá công suất thị trường điện nhằm mục tiêu thu hồi đủ chi phí phát điện, khuyến khích các nhà máy tham gia thị trường điện.

Điều 26. Lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất

1. Nhà máy điện mới tốt nhất cho năm N là nhà máy điện tham gia thị trường điện đáp ứng đủ các tiêu chí sau:

a) Bắt đầu vận hành phát điện toàn bộ công suất đặt trong năm N-1 trừ trường hợp quy định tại khoản 3 Điều này;

b) Là nhà máy điện chạy nền, được phân loại theo tiêu chí tại khoản 2 Điều 23 Thông tư này;

c) Sử dụng công nghệ nhiệt điện than hoặc tua-bin khí chu trình hỗn hợp;

d) Có chi phí phát điện toàn phần trung bình thấp nhất cho 01 kWh.

2. Đơn vị mua điện có trách nhiệm lập danh sách các nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại điểm a và điểm c khoản 1 Điều này và cung cấp các số liệu hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện này hoặc số liệu đã thỏa thuận thống nhất với đơn vị phát điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để xác định Nhà máy điện mới tốt nhất. Các số liệu cung cấp bao gồm:

a) Giá biến đổi cho năm N;

b) Giá cố định năm N được thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện áp dụng cho thanh toán trong năm N;

c) Sản lượng điện năng thỏa thuận để tính giá hợp đồng.

3. Trong trường hợp có ít hơn 03 nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại các điểm a, điểm b và điểm c khoản 1 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện bổ sung danh sách các nhà máy điện mới đã lựa chọn cho năm N-1 để đảm bảo đủ số lượng 03 nhà máy theo thứ tự thời gian vận hành thương mại mới nhất và yêu cầu bên mua điện cập nhật, cung cấp lại các số liệu quy định tại khoản 2 Điều này để tính toán, lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất cho năm N.

3. Trong trường hợp có ít hơn 03 nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại các điểm a, điểm b và điểm c khoản 1 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện bổ sung danh sách các nhà máy điện mới đã lựa chọn cho năm N-1 để đảm bảo đủ số lượng 03 nhà máy theo thứ tự thời gian vận hành thương mại mới nhất và yêu cầu bên mua điện cập nhật, cung cấp lại các số liệu quy định tại khoản 2 Điều này để tính toán, lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất cho năm N.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán giá phát điện toàn phần trung bình cho nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại điểm a, điểm b và điểm c khoản 1 Điều này theo công thức sau:

Trong đó:

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

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

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

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

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

5. Danh sách các nhà máy điện mới tốt nhất được sắp xếp theo thứ tự giá phát điện toàn phần trung bình từ thấp đến cao. Nhà máy điện mới tốt nhất lựa chọn cho năm N là nhà máy điện có giá phát điện toàn phần trung bình thấp nhất từ kết quả tính toán theo quy định tại khoản 4 Điều này.

Điều 27. Nguyên tắc xác định giá công suất thị trường

1. Đảm bảo cho Nhà máy điện mới tốt nhất thu hồi đủ chi phí phát điện khi tham gia thị trường điện.

2. Giá công suất thị trường tỷ lệ với phụ tải dự báo của hệ thống điện quốc gia cho chu kỳ giao dịch.

Điều 28. Trình tự xác định giá công suất thị trường

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định giá công suất thị trường theo trình tự sau:

1. Xác định chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy điện mới tốt nhất

a) Xác định doanh thu dự kiến trên thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N theo công thức sau:

Trong đó:

R_TTD: 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).

b) Xác định tổng chi phí phát điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất theo công thức sau:

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 tại khoản 4 Điều 26 Thông tư này (đồng/kWh);

: Sản lượng dự kiến tại vị trí đo đếm của Nhà máy điện mới tốt nhất tại chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh);

i: Chu kỳ giao dịch i trong năm N;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong năm N.

c) Chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy điện mới tốt nhất được xác định theo công thức sau:

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);

R_TTD: 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).

2. Xác định chi phí thiếu hụt tháng

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

Trong đó:

M: Tháng M trong năm N;

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

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

Công suất phụ tải đỉnh trong tháng M (MW).

3. Xác định giá công suất thị trường cho chu kỳ giao dịch

a) Xác định công suất khả dụng trung bình trong năm của Nhà máy điện mới tốt nhất theo công thức sau:

Trong đó:

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

I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong năm N;

i: Chu kỳ giao dịch trong đó Nhà máy điện mới tốt nhất dự kiến được huy động;

: Công suất huy động dự kiến của Nhà máy điện mới tốt nhất trong chu kỳ giao dịch i của năm N theo mô hình mô phỏng thị trường điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc được quy đổi về vị trí đo đếm (kW).

b) Xác định giá công suất thị trường cho từng chu kỳ giao dịch trong năm tới theo công thức sau:

Trong đó:

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

i: Chu kỳ giao dịch i trong tháng t;

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

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

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

: Phụ tải hệ thống dự báo của chu kỳ giao dịch i theo biểu đồ phụ tải ngày điển hình dự báo của tháng M (MW);

∆T: Độ dài thời gian của 01 chu kỳ giao dịch (phút).

Điều 29. Xác định sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm, tối thiểu tháng cho nhà máy nhiệt điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam

1. Xác định sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm

a) Tính toán tổng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm của nhà máy nhiệt điện theo công thức sau:

Trong đó:

Qc_tt: Tổng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm N (kWh);

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

a: Hệ số hiệu chỉnh sản lượng năm được áp dụng riêng cho từng loại hình nhà máy nhiệt điện than, nhà máy nhiệt điện khí do Bộ Công Thương quy định sau khi xem xét, đánh giá đề xuất của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và ý kiến của các đơn vị có liên quan. Hệ số a được lựa chọn theo nguyên tắc bảo đảm phù hợp với việc lựa chọn tỷ lệ alpha, bảo đảm tổng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu được tính toán phù hợp có xét đến ràng buộc về nhiên liệu sơ cấp, góp phần bảo đảm cung cấp điện và hài hòa lợi ích giữa bên mua điện và bên bán điện;

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

b) Đối với các nhà máy nhiệt điện, nhà máy điện gió ngoài khơi, nhà máy điện năng lượng mới được áp dụng cơ chế sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn theo Quy định về quy hoạch phát triển điện lực, phương án phát triển mạng lưới cấp điện, đầu tư xây dựng dự án điện lực và đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư dự án kinh doanh điện lực và Quy định về phát triển điện năng lượng tái tạo, điện năng lượng mới do Chính phủ ban hành thực hiện như sau:

- Xác định tổng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm N theo quy định tại điểm a khoản này;

- Trường hợp tổng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm N thấp hơn mức sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn thì tổng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm N được điều chỉnh bằng mức sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn đã được quy định trong hợp đồng mua bán điện.

2. Xác định sản lượng điện hợp đồng tối thiểu tháng

Sản lượng điện hợp đồng tối thiểu tháng của nhà máy nhiệt điện được xác định trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới, cụ thể như sau:

a) Sử dụng mô hình mô phỏng thị trường được quy định tại Khoản 2 Điều 19 Thông tư này theo phương pháp lập lịch có ràng buộc để xác định sản lượng dự kiến từng tháng của nhà máy điện;

b) Xác định sản lượng điện hợp đồng tối thiểu tháng theo công thức sau:

Trong đó:

: Sản lượng điện hợp đồng tối thiểu tháng M của nhà máy điện (kWh);

Qctt: Tổng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm của nhà máy điện (kWh);

: Tổng sản lượng dự kiến trong tháng M của các nhà máy nhiệt điện theo kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới được Bộ Công Thương phê duyệt (kWh).

Trường hợp sản lượng khả dụng tháng của nhà máy điện không đảm bảo sản lượng điện hợp đồng tối thiểu tháng thì sản lượng điện hợp đồng tối thiểu tháng đó được điều chỉnh bằng sản lượng khả dụng tháng đó. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân bổ phần sản lượng chênh lệch vào các tháng còn lại trong năm đảm bảo tổng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm không đổi.

c) Đối với các nhà máy nhiệt điện, nhà máy điện gió ngoài khơi, nhà máy điện năng lượng mới được áp dụng cơ chế sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn theo Quy định về quy hoạch phát triển điện lực, phương án phát triển mạng lưới cấp điện, đầu tư xây dựng dự án điện lực và đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư dự án kinh doanh điện lực và Quy định về phát triển điện năng lượng tái tạo, điện năng lượng mới do Chính phủ ban hành thực hiện như sau:

- Xác định sản lượng điện hợp đồng tối thiểu tháng M trong năm N theo quy định tại điểm a và điểm b khoản này;

- Trường hợp tổng sản lượng hợp đồng tối thiểu tháng M trong năm N thấp hơn mức sản lượng hợp đồng tối thiểu dài hạn xác định cho tháng M thì tổng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu của tháng M trong năm N sẽ được điều chỉnh bằng mức sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn tương ứng đã được xác định trong hợp đồng mua bán điện (nếu có).

3. Xác định sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm, tháng với nhà máy nhiệt điện mới tham gia vận hành thị trường điện giữa năm vận hành

Sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm, tối thiểu tháng đối với nhà máy điện mới tham gia thị trường điện giữa năm vận hành được xác định theo nguyên tắc quy định tại khoản 1 và khoản 2 Điều này khi đầy đủ thông tin theo hợp đồng mua bán điện.

Điều 30. Xác định sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm, tháng cho nhà máy nhiệt điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện, nhà máy nhiệt điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn điện lực Việt Nam và được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện

1. Sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm, tối thiểu tháng của nhà máy điện được tính toán theo phương pháp quy định tại khoản 1 và khoản 2 Điều 29 Thông tư này.

2. Sản lượng điện hợp đồng tối thiểu tháng của nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện, nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn điện lực Việt Nam và được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện được phân bổ cho các đơn vị mua buôn điện theo tỷ lệ với phụ tải dự báo của đơn vị mua buôn điện theo công thức sau:

Trong đó:

: Sản lượng điện hợp đồng tối thiểu tháng M của nhà máy điện với đơn vị mua buôn điện l (kWh);

: Tổng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu tháng M của nhà máy điện (kWh);

: Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn dự báo trong tháng M của đơn vị mua buôn điện l (kWh);

L: Tổng số đơn vị mua buôn điện.

3. Trước ngày 10 tháng 11 hàng năm, đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm cập nhật và cung cấp số liệu phụ tải dự báo năm tới cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để phục vụ công tác tính toán phân bổ sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm, tối thiểu tháng cho đơn vị mua buôn điện.

Điều 31. Trách nhiệm xác định sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm và sản lượng điện hợp đồng tối thiểu tháng

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm:

a) Tính toán sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm, tối thiểu tháng của nhà máy nhiệt điện theo quy định tại Điều 29 và Điều 30 Thông tư này;

b) Lấy ý kiến trên Cổng thông tin điện tử thị trường điện số liệu đầu vào phục vụ tính toán và kết quả tính toán sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm, tối thiểu tháng dự kiến cho các đơn vị mua điện và các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch để kiểm tra sau 03 ngày kể từ ngày Kế hoạch thị trường điện năm tới được Bộ Công Thương phê duyệt.

2. Đối với các nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện đối với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, các đơn vị phát điện và đơn vị mua điện có trách nhiệm kiểm tra và phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để xử lý các sai lệch trong kết quả tính toán sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm, tối thiểu tháng sau 02 ngày kể từ ngày Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lấy ý kiến trên Cổng thông tin thị trường điện.

3. Đối với nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện, đơn vị phát điện và đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm kiểm tra và phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để xử lý các sai lệch trong kết quả tính toán sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm, tối thiểu tháng sau 02 ngày kể từ ngày Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lấy ý kiến trên Cổng thông tin thị trường điện.

4. Sau thời hạn 01 ngày kể từ ngày nhận được các ý kiến phản hồi của các đơn vị, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hiệu chỉnh kết quả tính toán (nếu có) và công bố chính thức sản lượng hợp đồng tối thiểu năm, tối thiểu tháng riêng cho các đơn vị có liên quan.

Điều 32. Công bố kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới

1. Sau khi kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới được phê duyệt theo quy định tại Điều 19 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố trên trang thông tin điện tử thị trường điện các thông tin về các số liệu đầu vào và các kết quả lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới cho các thành viên tham gia thị trường điện.

2. Các thông tin về kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới được công bố bao gồm:

a) Các kết quả tính toán kế hoạch vận hành năm tới, bao gồm:

- Giá điện năng thị trường dự kiến cho từng chu kỳ giao dịch áp dụng cho đơn vị phát điện và đơn vị mua buôn điện;

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

- Giá công suất thị trường từng chu kỳ giao dịch;

- Mức trần của giá điện năng thị trường;

- Phân loại nhà máy nhiệt điện.

3. Thông tin về kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới chỉ công bố cho đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch sở hữu nhà máy điện có liên quan trực tiếp đến các thông tin này (trừ Tập đoàn Điện lực Việt Nam), bao gồm:

a) Tổng sản lượng phát điện dự kiến trong mô phỏng thị trường điện của nhà máy điện cho từng tháng;

b) Giá trị nước của nhà máy thủy điện;

c) Số liệu về giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện được dùng trong tính toán mô phỏng.

Mục 2

KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THÁNG TỚI

Điều 33. Dự báo phụ tải cho lập kế hoạch vận hành tháng tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm dự báo phụ tải để phục vụ lập kế hoạch vận hành tháng tới theo phương pháp quy định tại Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành. Các số liệu dự báo phụ tải phục vụ lập kế hoạch vận hành tháng tới bao gồm:

a) Tổng nhu cầu phụ tải hệ thống điện quốc gia và phụ tải từng miền Bắc, Trung, Nam cho cả tháng và từng chu kỳ giao dịch trong tháng;

b) Biểu đồ phụ tải các ngày điển hình các miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống điện quốc gia trong tháng.

2. Trước ngày 18 hàng tháng, đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm dự báo phụ tải từng chu kỳ giao dịch của tháng tới và gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để phục vụ lập kế hoạch vận hành tháng tới.

Điều 34. Tính toán giá trị nước

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán giá trị nước cho các tuần trong tháng tới. Kết quả tính toán giá trị nước được sử dụng để lập kế hoạch vận hành tháng tới bao gồm:

1. Sản lượng dự kiến của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu.

2. Giá trị nước của nhà máy thuỷ điện trong nhóm thủy điện bậc thang.

3. Giá trị nước của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên.

4. Mực nước tối ưu từng tuần trong tháng của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên.

Điều 35. Phân loại nhà máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh tháng tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định hệ số tải trung bình tháng của các nhà máy phát điện trong tháng tới.

2. Căn cứ hệ số tải trung bình tháng từ kết quả mô phỏng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân loại các nhà máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh trong tháng tới thành 03 nhóm sau:

a) Nhóm nhà máy chạy nền bao gồm các nhà máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng lớn hơn hoặc bằng 70%;

b) Nhóm nhà máy chạy lưng bao gồm các nhà máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng lớn hơn 25% và nhỏ hơn 70%;

c) Nhóm nhà máy chạy đỉnh bao gồm các nhà máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng nhỏ hơn hoặc bằng 25%.

Điều 36. Điều chỉnh giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và điều chỉnh giá trần bản chào các tổ máy nhiệt điện trong tháng tới theo phương pháp quy định tại Điều 24 Thông tư này, trong đó có cập nhật các yếu tố ảnh hưởng đến giá biến đổi của tháng M theo phương pháp được thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện và căn cứ theo:

a) Giá nhiên liệu  tháng tới và các tháng tiếp theo được xác như sau:

- Giá nhiên liệu trong tính toán số liệu lập kế hoạch vận hành tháng tới (M+1) được xác định trên cơ sở:

+ Giá nhiên liệu áp dụng cho tháng tới được cơ quan có thẩm quyền công bố hoặc hướng dẫn xác định;

+ Giá nhiên liệu áp dụng cho tháng tới theo quy định tại hợp đồng mua bán điện, hợp đồng mua bán nhiên liệu. Trường hợp giá nhiên liệu phụ thuộc vào kế hoạch mua nhiên liệu và (hoặc) các chỉ số giá nhiên liệu, Đơn vị phát điện, đơn vị cung ứng nhiên liệu có trách nhiệm cung cấp cho bên Mua điện kế hoạch cung cấp nhiên liệu và (hoặc) các chỉ số giá nhiên liệu để xem xét trong quá trình xác định giá nhiên liệu dự kiến tháng tới và các tháng tiếp theo.

+ Giá nhiên liệu theo hồ sơ thanh toán tiền điện của tháng gần nhất trước thời điểm cung cấp số liệu lập kế hoạch tháng tới.

- Giá nhiên liệu trong tính toán số liệu lập kế hoạch vận hành các tháng còn lại trong năm (tháng M+2 đến hết năm) được xác định trên cơ sở:

+ Trường hợp có số liệu dự báo giá nhiên liệu tháng M+2 đến hết năm do cơ quan có thẩm quyền hoặc đơn vị tư vấn dự báo có uy tín ban hành, giá nhiên liệu của các nhà máy điện được tính toán theo các số liệu dự báo và theo quy định của hợp đồng mua bán nhiên liệu.

+ Trường hợp không có số liệu giá nhiên liệu dự báo, sử dụng giá nhiên liệu trong tính toán số liệu lập kế hoạch vận hành tháng tới.

+ Khối lượng các loại nhiên liệu được tính toán theo kế hoạch cung cấp nhiên liệu tháng M+2 đến hết năm do Đơn vị phát điện, đơn vị cung cấp nhiên liệu cung cấp cập nhật gần nhất.

b) Đơn vị mua điện có trách nhiệm cung cấp và cập nhật các thay đổi về giá biến đổi (đã bao gồm giá vận chuyển nhiên liệu chính) trong tháng tới và các tháng còn lại trong năm của các nhà máy nhiệt điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

c) Kết quả phân loại nhà máy nhiệt điện cho tháng tới theo quy định tại Điều 35 Thông tư này.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố số liệu đầu vào và kết quả giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng tới.

Điều 37. Dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong kế hoạch vận hành tháng tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định nhu cầu dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của hệ thống điện trong tháng tới theo quy định tại Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng và Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xây dựng và công bố danh sách các tổ máy phát điện đủ điều kiện cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong tháng tới theo quy định tại Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng và Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 38. Điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng tháng của nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam

1. Sản lượng điện hợp đồng tháng của nhà máy điện được điều chỉnh trong trường hợp lịch bảo dưỡng sửa chữa của nhà máy trong tháng M+1 bị thay đổi so với kế hoạch vận hành đã được sử dụng để tính toán sản lượng điện hợp đồng do:

a) Yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để  bảo đảm cung cấp điện không phải do các nguyên nhân của nhà máy;

b) Yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền và được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thống nhất căn cứ vào điều kiện vận hành thực tế của hệ thống.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh sản lượng điện 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 điện hợp đồng tháng tương ứng với thời gian sửa chữa bị dịch chuyển, đảm bảo tổng sản lượng điện hợp đồng các tháng có điều chỉnh là không đổi theo hướng dẫn về Quy trình tính toán thanh toán trong thị trường điện tại Phụ lục III Thông tư này về Quy trình tính toán thanh toán trong thị trường điện.

3. Trường hợp sản lượng khả dụng tháng M+1 được duyệt của nhà máy điện không đảm bảo sản lượng điện hợp đồng tháng thì sản lượng điện hợp đồng tháng được điều chỉnh bằng sản lượng khả dụng tháng đó. Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thông tin về kế hoạch cung cấp nhiên liệu (có xác nhận của đơn vị cung ứng nhiên liệu) cho nhà máy nhiệt điện trong tháng tới trước ngày 20 tháng M để làm cơ sở tính toán lập kế hoạch vận hành tháng tới và xem xét điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng trong trường hợp này (nếu cần thiết).

4. Trong trường hợp có biến động lớn (thay đổi trên 20%) về giá nhiên liệu đầu vào hoặc xảy ra các sự kiện bất khả kháng (bão, lũ, động đất,…) làm ảnh hưởng đến việc vận hành bình thường của hệ thống điện (sa thải phụ tải hoặc mất một lượng lớn phụ tải, mất hoặc ảnh hưởng đến khả năng truyền tải điện năng giữa các vùng, ảnh hưởng đến việc vận hành bình thường của một số lượng lớn các nhà máy điện, thực hiện xả tràn các hồ chứa thủy điện theo yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền), Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật số liệu, tính toán lại kế hoạch vận hành các tháng còn lại trong quý, báo cáo Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực xem xét để thực hiện điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng.

Điều 39. Xác định sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định sản lượng điện hợp đồng tháng tới và sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch cho các nhà máy điện ký hợp đồng trực tiếp với Tập đoàn Điện lực Việt Nam trong tháng tới theo các bước sau:

1. Sản lượng điện hợp đồng tháng của nhà máy nhiệt điện than được xác định hằng quý; sản lượng điện hợp đồng tháng của nhà máy tuabin khí được xác định 06 tháng một lần; sản lượng điện hợp đồng của nhà máy điện gió ngoài khơi, nhà máy điện năng lượng mới được xác định hằng tháng, cụ thể như sau:

Q_c^M = Max {Qc_tt^M; a × Q_dk^M}

Trong đó:

Q_c^M: Sản lượng điện hợp đồng tháng của nhà máy điện (kWh);

: Sản lượng kế hoạch tháng của các nhà máy nhiệt điện than  theo phương thức vận hành hệ thống điện cập nhật tháng đầu tiên của mỗi quý (tháng 01, 4, 7 và 10) hoặc của nhà máy tuabin khí theo phương thức vận hành hệ thống điện tháng 01 và tháng 7 hoặc của nhà máy điện gió ngoài khơi, điện năng lượng mới theo phương thức vận hành hệ thống điện hằng tháng và được quy đổi về điểm giao nhận (kWh);

Qc_tt^M: Sản lượng điện hợp đồng tháng tối thiểu của nhà máy điện (kWh) được xác định theo quy định tại Khoản 2 Điều 29 Thông tư này.

a: Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng áp dụng cho năm N (%).

2. Sản lượng điện hợp đồng tháng của nhà máy thủy điện có hồ điều tiết từ 02 ngày trở lên được xác định như sau:

Q_c^M = a × Q_dk^M

Trong đó:

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

: Sản lượng  kế hoạch theo phương thức vận hành hệ thống điện cập nhật tháng tới của nhà máy điện và được quy đổi về điểm giao nhận (kWh);

a: Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng áp dụng cho năm N (%).

3. Xác định sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch trong tháng của nhà máy điện theo theo nguyên tắc sau:

a) Sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch tỷ lệ theo sản lượng dự kiến từng chu kỳ giao dịch trong tháng của nhà máy điện xác định từ hệ thống lập kế hoạch vận hành thị trường điện sử dụng phương pháp lập lịch có ràng buộc theo công thức sau:

Trong đó:

i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong tháng;

I: Tổng số chu kỳ trong tháng;

: Sản lượng điện 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 điện hợp đồng tháng của nhà máy điện được xác định theo quy định tại Điều 29, Điều 38 Thông tư này và khoản 1, khoản 2 Điều này (kWh).

b) Điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng chu kỳ giao dịch để bảo đảm phù hợp với phụ tải hệ thống điện quốc gia dự báo có xét đến ảnh hưởng của các nguồn năng lượng tái tạo, khả năng cung cấp nhiên liệu sơ cấp cho đơn vị phát điện, yêu cầu cấp nước hạ du đối với nhà máy thủy điện, khả năng vận hành và khả dụng của các nhà máy điện, cũng như nhu cầu của hệ thống điện.

Điều 40. Điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam

1. Các trường hợp điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng của các nhà máy nhiệt điện

a) Trường hợp sự cố ngừng lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi hoặc sự cố ngừng tổ máy hoặc sửa chữa bất thường ngoài kế hoạch (lịch sửa chữa chưa được đưa vào tính sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch) 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 điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch;

c) Trường hợp có công bố thông tin về việc thiếu nguồn nhiên liệu khí theo quy định tại khoản 7 Điều 56 Thông tư này;

d) Trường hợp nhà máy nhiệt điện than xảy ra tình trạng thiếu nhiên liệu dẫn đến tổng sản lượng điện năng tương ứng với mức công suất công bố trong các bản chào chu kỳ tới của nhà máy điện thấp hơn tổng sản lượng điện hợp đồng của nhà máy trong ngày vận hành;

đ) Trường hợp nhà máy nhiệt điện có thời gian khởi động tổ máy tính từ lúc bắt đầu khởi động đến thời điểm hoà lưới lớn hơn 02 giờ so với thời gian khởi động theo quy định tại hợp đồng mua bán điện;

e) Trường hợp có công bố thông tin về thay đổi kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa hệ thống khí so với kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa hệ thống khí đã được sử dụng trong phân bổ sản lượng hợp đồng chu kỳ trong kế hoạch tháng.

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 điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch nguyên tắc sau:

a) Trường hợp thời gian sự cố nhỏ hơn hoặc bằng 72 giờ: Không điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng của nhà máy điện này;

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

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

- Trong giai đoạn từ chu kỳ giao dịch đầu tiên sau khi kết thúc giai đoạn 72 giờ đến khi tổ máy khắc phục sự cố và khả dụng:

+ Trường hợp sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy nhỏ hơn sản lượng điện hợp đồng nhà máy trong giai đoạn này: Thực hiện điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch bằng sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện;

+ Trường hợp sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện lớn hơn hoặc bằng sản lượng điện hợp đồng nhà máy điện trong giai đoạn này: Không điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng nhà máy điện.

c) Trường hợp tổ máy phát điện được phê duyệt lịch sửa chữa bất thường ngoài kế hoạch thì trong các chu kỳ tổ máy sửa chữa ngoài kế hoạch áp dụng nguyên tắc điều chỉnh như sau:

+ Trường hợp sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy nhỏ hơn sản lượng điện hợp đồng nhà máy trong giai đoạn này: Thực hiện điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch bằng sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện;

+ Trường hợp sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện lớn hơn hoặc bằng sản lượng điện hợp đồng nhà máy điện trong giai đoạn này: Không điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng nhà máy điện.

3. Trong trường hợp có đủ căn cứ xác nhận trường hợp quy định tại điểm b khoản 1 Điều này, thực hiện điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng của chu kỳ giao dịch theo nguyên tắc sau:

Trong các chu kỳ kéo dài sửa chữa, nếu có chu kỳ mà sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy nhỏ hơn sản lượng điện hợp đồng của nhà máy thì điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng tại các chu kỳ đó bằng sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện. 

5. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác nhận các sự kiện quy định tại khoản 1 Điều này và gửi cho đơn vị mua điện và đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch để làm cơ sở điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện. Đối với trường hợp xác nhận sự cố lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi:

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

b) Trường hợp không có dữ liệu từ hệ thống điều khiển phân tán (hệ thống DCS) hoặc các hệ thống điều khiển tương đương khác: Sử dụng các thông tin, dữ liệu từ các nguồn số liệu khác cho từng trường hợp cụ thể theo hướng dẫn về Quy trình tính toán thanh toán trong thị trường điện tại Phụ lục III Thông tư này để thực hiện xác nhận sự kiện.

Điều 41. Xác định sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện, nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và phân bổ cho đơn vị mua buôn điện

1. Đối với các nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện:

a) Xác định sản lượng điện hợp đồng trong từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện như sau:

- Xác định sản lượng điện hợp đồng tháng của nhà máy điện theo quy định tại khoản 1 Điều 39 Thông tư này;

- Xác định và điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện theo khoản 3 Điều 39 và Điều 40 Thông tư này.

b) Sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của đơn vị mua buôn điện với nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện 

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán theo công thức sau:

Trong đó:

i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong tháng;

: Sản lượng điện hợp đồng của đơn vị mua buôn điện l với nhà máy điện g trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: Sản lượng điện hợp đồng của nhà máy điện g trong chu kỳ giao dịch i được xác định và điều chỉnh theo quy định tại điểm a khoản này (kWh);

: Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn dự báo của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i  (kWh);

L: Tổng số đơn vị mua buôn điện.

2. Đối với nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và phân bổ cho đơn vị mua buôn điện

a) Xác định sản lượng điện hợp đồng trong từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam như sau:

- Điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng tháng của nhà máy điện theo quy định tại khoản 1 Điều 39 Thông tư này;

- Xác định và điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện theo khoản 3 Điều 39 và Điều 40 Thông tư này.

b) Sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua buôn điện

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán theo trình tự như sau:

- Xác định sản lượng điện hợp đồng tháng phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua buôn điện theo công thức sau:

Trong đó:

L: Tổng số đơn vị mua buôn điện;

Q_c(l,M): Sản lượng điện hợp đồng tháng M phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua buôn điện l (kWh);

: Sản lượng điện hợp đồng tháng của nhà máy điện g với Tập đoàn Điện lực Việt Nam được xác định trong kế hoạch vận hành thị trường điện tháng theo quy định tại Điều 39 Thông tư này (kWh);

Q_ptdk(l,M): Sản lượng dự báo đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong tháng M (kWh).

- Sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua buôn điện được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong tháng;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong tháng;

Q_c(l,i): Sản lượng điện hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua buôn điện l (kWh);

Q_c(l,M): Sản lượng điện hợp đồng tháng M phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua buôn điện l (kWh);

Q_ptdk(l,i): Sản lượng dự báo đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh).

Điều 42. Kiểm tra, phê duyệt và thời gian công bố kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới

1. Kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới bao gồm các thông số đầu vào và thuyết minh tính toán, nội dung chính bao gồm:

a) Giá trị nước, mực nước tối ưu của các nhà máy thủy điện bậc thang và nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên hằng tuần trong tháng tới;

b) Giá trần bản chào cho từng tổ máy nhiệt điện trong tháng tới;

c) Giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện;

d) Sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ của các nhà máy điện trong tháng tới;

đ) Sản lượng điện phát dự kiến từng chu kỳ của các nhà máy điện trong tháng tới;

e) Tỷ lệ điện năng mua theo giá thị trường điện giao ngay trong từng tháng của năm tới áp dụng cho các đơn vị mua buôn điện từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều 93 Thông tư này;

g) Sản lượng điện hợp đồng của 02 tháng kế tiếp (đối với nhiệt điện than) trong kế hoạch thị trường điện tháng 1, 4, 7, 10 và 05 tháng kế tiếp (đối với nhiệt điện khí) trong kế hoạch thị trường điện tháng 1 và tháng 7.

2. Trước ngày 20 hằng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lấy ý kiến Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các thành viên tham gia thị trường điện về kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới.

3. Trước ngày 22 hằng tháng, Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm nghiên cứu và gửi ý kiến góp ý bằng văn bản về kế hoạch vận hành thị trường điện tháng cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

4. Trước ngày 25 hằng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực về kế hoạch vận hành thị trường điện tháng.

5. Trước ngày 27 hằng tháng, Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực có trách nhiệm thẩm định, phê duyệt kế hoạch vận hành thị trường điện tháng.

6. Sau khi kế hoạch vận hành thị trường điện tháng được Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực phê duyệt, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới lên Trang thông tin điện tử thị trường điện.

Điều 43. Công bố thông tin kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các thông tin chung cho các thành viên tham gia thị trường, bao gồm:

a) Phụ tải dự báo tháng tới từng miền Bắc, Trung, Nam và cho toàn hệ thống điện quốc gia;

b) Tổng phụ tải dự báo của các đơn vị mua buôn điện trong từng chu kỳ giao dịch;

c) Kế hoạch xuất, nhập khẩu điện tháng tới;

d) Sản lượng điện dự kiến tháng tới của từng nhà máy điện;

đ) Danh sách các tổ máy phát điện đủ điều kiện cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong tháng tới theo quy định tại Quy định hệ thống truyền tải điện,  phân phối điện và đo đếm điện năng và Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;

e) Cảnh báo suy giảm bảo đảm cung cấp điện của hệ thống điện (nếu có);

g) Các giải pháp để đảm bảo vận hành hệ thống điện ổn định, an toàn, tin cậy.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các thông tin riêng cho từng Đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn điện bao gồm:

a) Mực nước hồ chứa từng tuần trong tháng tới của các nhà máy thủy điện;

b) Tỷ lệ điện năng mua theo giá thị trường điện giao ngay trong từng tháng của năm tới áp dụng cho các đơn vị mua buôn điện từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều 93 Thông tư này;

c) Sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của các tổ máy do Đơn vị vận hành hệ thống và thị trường điện tính toán;

d) Giá trị nước của nhà máy thủy điện;

đ) Giá trần bản chào các tổ máy nhiệt điện tháng tới;

e) Kết quả phân loại nhà máy nhiệt điện;

f) Giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện trong kế hoạch vận hành thị trường điện tháng;

g) Kế hoạch huy động tổ máy tháng tới;

h) Mực nước thượng lưu các hồ chứa thủy điện vào ngày cuối cùng tháng tới;

i) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện và nhà máy điện tháng tới.

Mục 3

KẾ HOẠCH VẬN HÀNH TUẦN TỚI

Điều 44. Lập kế hoạch vận hành tuần tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thu thập các số liệu đầu vào phục vụ tính toán lập kế hoạch vận hành thị trường điện tuần tới do các đơn vị tham gia thị trường điện và đơn vị liên quan cung cấp.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện tính toán và công bố các kết quả sau:

a) Dự báo phụ tải, bao gồm phụ tải hệ thống điện quốc gia và phụ tải hệ thống điện miền;

b) Tổng sản lượng điện dự kiến phát của từng nhà máy điện trong tuần tới;

c) Giá trị nước và sản lượng dự kiến từng chu kỳ của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;

d) Giá trị nước của các nhà máy thuỷ điện bậc thang, các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên;

đ) Giá trị nước cao nhất của các nhà máy thủy điện tham gia thị trường điện;

e) Sản lượng dự kiến từng chu kỳ của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ dưới 02 ngày;

g) Mực nước tối ưu tuần của các hồ chứa thủy điện;

h) Mực nước giới hạn tuần của các hồ chứa thủy điện có khả năng điều tiết từ 02 ngày trở lên;

k) Lịch bảo dưỡng, sửa chữa nguồn và lưới điện trong tuần tới;

l) Xác định nhu cầu dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp, danh sách các tổ máy dự kiến cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong kế hoạch vận hành tuần tới.

Điều 45. Giá trần bản chào của nhà máy thuỷ điện

1. Trừ trường hợp quy định tại khoản 3 Điều này, giá trần bản chào của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên được xác định căn cứ theo giá trị nước tuần tới của nhà máy đó được công bố theo quy định tại Điều 44 Thông tư này, cụ thể như sau:

a) Giá trần bản chào bằng giá trị lớn nhất của:

- 120% giá trị nước của nhà máy thủy điện;

- Giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện trong kế hoạch vận hành tháng.

b) Hằng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tháng tới cho các nhà máy thuỷ điện cùng thời gian biểu công bố giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng tới.

2. Giá trần bản chào của nhà máy thủy điện trong trường hợp đặc biệt

a) Giá trần bản chào của nhà máy thủy điện trong các trường hợp quy định tại điểm b và điểm c khoản này được xác định theo công thức sau:

P_tr = 1,2 × max (P_gtn ; P_DOmax)

Trong đó:

P_tr: Giá trần bản chào của nhà máy thủy điện áp dụng trong các trường hợp đặc biệt (đ/kWh);

P_gtn: Giá trị nước của nhà máy thủy điện (đ/kWh);

P_DOmax: Chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện chạy dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện (đ/kWh).

b) Trường hợp hồ chứa của nhà máy thuỷ điện thấp hơn mực nước giới hạn tuần: Giá trần bản chào của nhà máy thủy điện này áp dụng cho tuần kế tiếp được xác định theo quy định tại điểm a khoản này. Khi đã đảm bảo không thấp hơn mực nước giới hạn tuần, nhà máy tiếp tục áp dụng giá trần bản chào theo quy định tại khoản 1 Điều này từ thứ Ba tuần kế tiếp. Hằng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện;

c) Trường hợp nhà máy thuỷ điện đặt tại miền có dự phòng điện năng thấp hơn 5% được công bố theo quy định về thực hiện đánh giá khả năng bảo đảm cung cấp điện trung hạn và ngắn hạn tại Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia  do Bộ Công Thương ban hành: Giá trần bản chào của nhà máy thủy điện trong miền này của tuần đánh giá được xác định theo quy định tại điểm a khoản này. Khi dự phòng điện năng của miền bằng hoặc cao hơn 5%, nhà máy điện trong miền này tiếp tục áp dụng giá trần bản chào theo quy định tại khoản 1 Điều này.

4. Hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm:

a) Tính toán giá trần bản chào các tổ máy thủy điện của nhà máy thuỷ điện tham gia thị trường điện theo quy định tại khoản 1 và khoản 2 Điều này;

b) Công bố kết quả tính toán giá trần bản chào của từng tổ máy thủy điện của nhà máy thuỷ điện tham gia thị trường điện áp dụng cho tuần tới và các thông số đầu vào phục vụ tính toán bao gồm: Giá trị nước, chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện, giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện trong kế hoạch vận hành tháng.

5. Nhà máy thủy điện trực tiếp tham gia thị trường điện có trách nhiệm:

a) Chào giá tuân thủ các quy định về giá trần bản chào và giá sàn bản chào;

b) Đáp ứng các yêu cầu về ràng buộc nhu cầu sử dụng nước phía hạ du và các ràng buộc về thủy văn khác.

Điều 46. Dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong kế hoạch vận hành tuần tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định nhu cầu dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của hệ thống điện trong tuần tới theo quy định tại Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng và Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lựa chọn, lập và công bố danh sách các tổ máy phát điện dự kiến dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp cho tuần tới. Tổ máy phát điện được lựa chọn có trách nhiệm cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành tuần tới đảm bảo ràng buộc về dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.

Chương V

VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Mục 1

VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN NGÀY TỚI

Điều 47. Thông tin cho vận hành thị trường điện ngày tới

Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định, tính toán và công bố các thông tin sau:

1. Biểu đồ dự báo phụ tải ngày D của toàn hệ thống điện quốc gia và từng miền Bắc, Trung, Nam.

3. Công suất huy động dự kiến (hoặc dự báo) trong từng chu kỳ giao dịch trong ngày tới của các nhà máy điện tại Điều 11 Thông tư này.

4. Tổng sản lượng khí dự kiến ngày tới của các nhà máy nhiệt điện khí sử dụng chung một nguồn khí.

5. Các kết quả đánh giá khả năng bảo đảm cung cấp điện ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia  do Bộ Công Thương ban hành.

6.  Công suất huy động dự kiến của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.

Điều 48. Bản chào giá

1. Bản chào giá tuân thủ các nguyên tắc sau:

a) Gồm 10 cặp giá chào (đồng/kWh) và công suất (MW) cho tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D;

b) Công suất trong bản chào giá là công suất tại đầu cực máy phát điện;

c) Công suất chào của dải chào sau không được thấp hơn công suất của dải chào liền trước. Bước chào tối thiểu là 03 MW;

d) Có các thông tin về thông số kỹ thuật của tổ máy, bao gồm:

- Công suất công bố của tổ máy cho ngày D;

- Công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy;

- Tốc độ tăng và giảm công suất tối đa của tổ máy;

- Ràng buộc kỹ thuật khi vận hành đồng thời các tổ máy;

- Tình trạng nhiên liệu của nhà máy nhiệt điện;

- Tình trạng xả tràn của hồ chứa thủy điện.

đ) Công suất công bố của tổ máy trong bản chào ngày D không thấp hơn mức công suất công bố trong ngày D-2 theo quy định về thực hiện đánh giá khả năng bảo đảm cung cấp điện trung hạn và ngắn hạn tại Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia  do Bộ Công Thương ban hành trừ trường hợp dừng máy sửa chữa đột xuất (việc dừng máy sửa chữa đột xuất phải được phê duyệt), sự cố kỹ thuật bất khả kháng hoặc bị suy giảm công suất do mực nước thấp đối với các nhà máy thủy điện. Nhà máy có trách nhiệm cập nhập công suất công bố khi giảm công suất khả dụng. Trong trường hợp cập nhật bản chào khởi động của tổ máy nhiệt điện, công suất công bố tương ứng với khả dụng trong trường hợp vận hành bình thường;

e) Trong điều kiện bình thường dải công suất chào đầu tiên trong bản chào giá của các tổ máy nhiệt điện phải bằng công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy. Dải công suất chào cuối cùng phải bằng công suất công bố. Đối với các nhà máy nhiệt điện trong quá trình khởi động và dừng máy được cập nhật bản chào giá cho chu kỳ giao dịch tới với công suất thấp hơn công suất phát ổn định thấp nhất;

g)  Nhà máy thủy điện có thể chào các dải công suất đầu tiên trong từng chu kỳ giao dịch bằng 0 MW. Đối với nhà máy thủy điện có khả năng điều tiết từ 02 ngày trở lên thì dải công suất chào cuối cùng phải bằng công suất công bố, trường hợp mực nước của hồ chứa thủy điện đã xuống mực nước chết nhà máy được phép điều chỉnh công suất công bố bằng 0 MW;

h) Đơn vị của giá chào là đồng/kWh, với số thập phân nhỏ nhất là 0,1;

i) Giá chào trong khoảng từ giá sàn đến giá trần của tổ máy và không giảm theo chiều tăng của công suất chào.

2. Bản chào giá trong những trường hợp đặc biệt

a)  Bản chào của nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được quy định như sau:

- Giá chào bằng 0 đồng/kWh cho các dải công suất chào;

- Công suất chào bằng công suất dự kiến phát của tổ máy trong chu kỳ giao dịch. Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được nộp bản chào giá sửa đổi tăng công suất theo tình hình thuỷ văn thực tế của nhà máy;

- Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được nộp bản chào giá chu kỳ giao dịch tới sửa đổi công suất theo tình hình thủy văn thực tế của nhà máy.

b) Bản chào của nhà máy thủy điện có 02 tuần liên tiếp thấp hơn mực nước giới hạn, nhà máy thủy điện có 01 tuần thấp hơn mức nước giới hạn tuần và tỷ lệ dự phòng điện năng miền của tuần nhỏ hơn 5%; nhà máy thủy điện có 01 tuần thấp hơn mức nước giới hạn và thấp hơn mức nước tối thiểu của Quy trình vận hành liên hồ chứa:

- Chào giá sàn cho sản lượng tương ứng với giá trị nhỏ hơn giữa yêu cầu về lưu lượng cấp nước hạ du theo yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền và Quy trình vận hành liên hồ hoặc đơn hồ chứa trừ trường hợp đơn vị nằm trong vùng chịu ảnh hưởng của mưa bão căn cứ theo nhận định của đơn vị dự báo khí tượng thủy văn hoặc yêu cầu hạ mực nước đảm bảo mực nước đón lũ theo quy định của Quy trình vận hành liên hồ, đơn hồ chứa hoặc yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền;

- Chào giá trần cho phần sản lượng còn lại. Giá trần bản chào áp dụng theo quy định tại điểm a khoản 2 Điều 45 Thông tư này.

c) Bản chào của nhà máy thủy điện có 01 tuần thấp hơn mức nước giới hạn tuần và thấp hơn mức nước tối thiểu (cận dưới) của Quy trình vận hành liên hồ chứa được đơn vị chào giá thực hiện theo nguyên tắc sau:

- Chào giá sàn cho sản lượng tương ứng với giá trị nhỏ hơn giữa yêu cầu về lưu lượng cấp nước hạ du theo yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền và Quy trình vận hành liên hồ hoặc đơn hồ chứa trừ trường hợp đơn vị nằm trong vùng chịu ảnh hưởng của mưa bão căn cứ theo nhận định của đơn vị dự báo khí tượng thủy văn hoặc yêu cầu hạ mực nước đảm bảo mực nước đón lũ theo quy định của Quy trình vận hành liên hồ, đơn hồ chứa hoặc yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền;

- Chào giá trần cho phần sản lượng còn lại. 

- Giá trần bản chào áp dụng (Ptr) theo công thức sau:

Trong đó:

: mực nước tối thiểu (cận dưới) của hồ chứa nhà máy thuỷ điện i theo Quy trình vận hành liên hồ chứa tại thời điểm 24h ngày chủ nhật (đơn vị m);

 : mực nước hồ chứa tại thời điểm 24h ngày chủ nhật của hồ chứa nhà máy thuỷ điện i (đơn vị m).

d) Bản chào của tổ máy nhiệt điện trong quá trình khởi động và dừng máy: Công suất chào được thấp hơn mức công suất phát ổn định thấp nhất, mức công suất bằng nhau cho cả 10 cặp giá chào;

đ) Bản chào giá của nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện:

- Giá chào bằng 0 đồng/kWh cho toàn bộ công suất chào;

- Công suất chào bằng công suất dự báo của nhà máy điện. Đơn vị phát điện có trách nhiệm gửi công bố công suất dự báo của nhà máy điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và tuân thủ theo quy định về dự báo công suất, điện năng phát của các nguồn điện năng lượng tái tạo tại Thông tư quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

- Căn cứ số liệu công suất dự báo do đơn vị phát điện cung cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm so sánh, đối chiếu với giá trị công suất dự báo từ các nguồn dự báo khác và thực hiện lập lịch huy động các nhà máy điện bình đẳng với các nguồn tự điều khiển phát công suất tác dụng theo Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia và đảm bảo tuân thủ theo Quy định về hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng do Bộ Công Thương ban hành. Trường hợp xảy ra quá tải, thừa công suất thực hiện huy động theo thứ tự quy định tại Điều 18 Thông tư này.

Điều 49. Sửa đổi bản chào giá

1. Các trường hợp được sửa đổi bản chào giá

Bản chào giá sửa đổi của Đơn vị chào giá được áp dụng trong các trường hợp sau đây: 

a) Tổ máy nhiệt điện đang trong quá trình khởi động, hòa lưới hoặc ngừng máy: Đơn vị chào giá cho tổ máy nhiệt điện được sửa đổi tăng hoặc giảm công suất và nộp lại bản chào giá cho tổ máy nhiệt điện này;

b) Tổ máy nhiệt điện hòa lưới sớm theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện: Đơn vị chào giá được sửa đổi tăng công suất công bố và nộp lại bản chào giá cho tổ máy nhiệt điện này;

c) Tổ máy phát điện bị sự cố gây ngừng máy hoặc giảm công suất khả dụng hoặc sửa chữa tổ máy ngoài kế hoạch đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt theo Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành: Đơn vị chào giá được sửa đổi giảm công suất công bố và nộp lại bản chào giá cho tổ máy này;

d)  Các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày: Đơn vị chào giá được nộp bản chào giá sửa đổi phù hợp với tình hình vận hành thực tế (trong trường hợp nước về hồ nhiều dẫn đến phải xả hoặc mực nước hồ chứa về đến mực 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 hoặc lệnh vận hành hồ chứa của cơ quan nhà nước có thẩm quyền được xác định bằng văn bản tại thời điểm sau 11h30 ngày D-1 (thời điểm kết thúc chào giá cho ngày D theo quy định tại khoản 1 Điều 51 Thông tư này);

- Các nhà máy thủy điện phải thực hiện xả điều tiết (không bao gồm xả dòng chảy môi trường) hoặc mực nước hồ của nhà máy thủy điện cao hơn mực nước quy định tại quy trình vận hành liên hồ, đơn hồ chứa hoặc đến ngưỡng xả tràn;

- 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;

- Nhà máy thủy điện không đáp ứng được yêu cầu cấp nước hạ du trong ngày D do không được huy động đủ các bản chào với giá sàn trong các chu kỳ trước đó để cấp nước hạ du;

- Mực nước hồ chứa ở dưới mực nước chết và không có khả năng vận hành tổ máy.

e) Nhà máy điện phải hoãn hoặc lùi lịch sửa chữa theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoặc kết thúc sửa chữa sớm so với kế hoạch đã được duyệt, đưa tổ máy vào dự phòng khác thời gian so với dự kiến;

g) Các nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện trực tiếp tham gia thị trường điện: được cập nhật công suất theo công suất dự báo được lựa chọn của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

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 ngày tới của đơn vị chào giá đó; 

- Trong trường hợp quy định tại điểm a khoản 1 Điều này: Toàn bộ các dải công suất chào trong bản chào giá sửa đổi của tổ máy nhiệt điện phải bằng nhau và bằng công suất dự kiến phát trong quá trình hòa lưới hoặc ngừng máy;

- Trong trường hợp quy định tại điểm b khoản 1 Điều này: Bản chào giá sửa đổi không được thay đổi công suất ở các mức công suất nhỏ hơn hoặc bằng công suất công bố cho chu kỳ giao dịch tới trừ trường hợp không đảm bảo thông số kỹ thuật trong bản chào. 

b) Đối với các trường hợp quy định tại điểm đ khoản 1 Điều này

-  Đơn vị phát điện chỉ được thay đổi mức công suất trong các dải chào của bản chào giá ngày tới; 

- Đơn vị phát điện gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện (thông qua hệ thống công nghệ thông tin phục vụ vận hành thị trường điện) bản chào giá sửa đổi cho các chu kỳ giao dịch còn lại của ngày D, đồng thời nêu rõ lý do và các thông tin, số liệu cần thiết làm căn cứ cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xem xét chấp thuận việc sử dụng bản chào giá sửa đổi;

- Bản chào giá sửa đổi phải tuân thủ các quy định tại Điều 48 Thông tư  này.

4. Sau khi nhận được bản chào giá sửa đổi của đơn vị chào giá, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện căn cứ tình hình thực tế của hệ thống điện thực hiện kiểm tra, xác nhận tính hợp lệ của bản chào giá sửa đổi:

a) Trường hợp bản chào giá sửa đổi không hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo lý do cho đơn vị phát điện;

b) Trường hợp bản chào giá hợp lệ

- Đối với các bản chào giá sửa đổi tăng công suất (trừ trường hợp quy định tại điểm d và điểm đ khoản 1 Điều này): Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng bản chào giá sửa đổi này trong vận hành thị trường điện khi lịch công bố ngày tới, chu kỳ giao dịch tới có cảnh báo thiếu công suất hoặc trong các trường hợp cần thiết để bảo đảm cung cấp điện.

- Đối với các trường hợp còn lại: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng bản chào giá sửa đổi này trong quá trình vận hành thị trường điện.

Điều 50. Chào giá nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang

1. Nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang có trách nhiệm chào giá theo một bản chào giá chung cả nhóm và tuân thủ giới hạn giá chào theo quy định tại khoản 3 Điều 15 Thông tư này.

2. Các nhà máy điện trong nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang có trách nhiệm thỏa thuận và thống nhất chỉ định đơn vị đại diện chào giá. Đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang có trách nhiệm nộp văn bản đăng ký kèm theo văn bản thỏa thuận giữa các nhà máy điện trong nhóm cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. 

3. Đơn vị đại diện chào giá có trách nhiệm tuân thủ các quy định về chào giá đối với tất cả các nhà máy điện trong nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.

4. Trong trường hợp không thống nhất được đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang đề xuất tự chào giá, các đơn vị phát điện thực hiện chào giá độc lập. 

5. Giá trị nước của nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang là giá trị nước của hồ thuỷ điện lớn nhất trong bậc thang đó. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định hồ thuỷ điện dùng để tính toán giá trị nước cho nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang cùng với việc phân loại các nhà máy thuỷ điện theo quy định tại Điều 20 Thông tư này.

6. Trong trường hợp nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang có nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng phát từng chu kỳ giao dịch trong tuần tới của từng nhà máy điện trong nhóm nhà máy thủy điện bậc thang theo quy định tại khoản 2 Điều 44 Thông tư này;

b) Khi sản lượng công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong nhóm bị điều chỉnh theo quy định tại Điều 61 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh sản lượng công bố của các nhà máy điện ở bậc thang dưới cho phù hợp. 

Điều 51. Nộp bản chào giá

1. Trước 11h30 ngày D-1, đơn vị chào giá có trách nhiệm nộp bản chào giá ngày D. 

2. Các đơn vị chào giá nộp bản chào giá qua hệ thống thông tin thị trường điện. Trong trường hợp do sự cố không thể sử dụng hệ thống thông tin thị trường điện, đơn vị chào giá có trách nhiệm nộp bản chào giá bằng thư điện tử vào địa chỉ do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định. 

Điều 52. Kiểm tra tính hợp lệ của bản chào giá

1. Trước 11h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của bản chào giá đã nhận được từ các đơn vị chào giá theo quy định tại Điều 51 Thông tư này. Trường hợp đơn vị chào giá gửi nhiều bản chào giá thì chỉ xem xét bản chào giá nhận được cuối cùng.

2. Trong trường hợp bản chào giá không hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho đơn vị chào giá và yêu cầu nộp lại bản chào giá lần cuối trước thời điểm chấm dứt chào giá.

3. Sau khi nhận được thông báo của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về bản chào giá không hợp lệ, đơn vị chào giá có trách nhiệm sửa đổi và nộp lại bản chào giá trước thời điểm chấm dứt chào giá.

Điều 53. Bản chào giá lập lịch

1. Sau thời điểm chấm dứt chào giá, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của các bản chào giá nhận được cuối cùng theo quy định tại Điều 51 Thông tư này. Bản chào giá cuối cùng hợp lệ được sử dụng làm bản chào giá lập lịch cho việc lập lịch huy động ngày tới.

2. Trong trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không nhận được bản chào giá hoặc bản chào giá cuối cùng của đơn vị chào giá không hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được sử dụng bản chào giá mặc định của đơn vị phát điện đó làm bản chào giá lập lịch. Đơn vị chào giá có trách nhiệm xây dựng bộ bản chào mặc định áp dụng cho tuần tới của tổ máy và gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 11h30 ngày chủ nhật hàng tuần.

3. Trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không nhận được bản chào giá của tổ máy hoặc bản chào giá mặc định không phù hợp với trạng thái tổ máy, bản chào giá mặc định của các nhà máy điện được xác định như sau:

a) Đối với nhà máy nhiệt điện, bản chào giá mặc định sẽ được xây dựng dựa trên công suất khả dụng và giá trần bản chào của tổ máy tại thời điểm áp dụng.

b) Đối với nhà máy thuỷ điện và nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang, bản chào giá mặc định như sau:

- Áp dụng mức giá sàn bản chào cho sản lượng tương ứng với yêu cầu về lưu lượng cấp nước hạ du;

- Áp dụng mức giá trần bản chào của tổ máy quy định tại Điều 45 Thông tư này cho sản lượng còn lại.

c) Đối với nhà máy thủy điện thấp hơn mực nước giới hạn tuần trong 02 tuần liên tiếp; nhà máy thủy điện có 01 tuần thấp hơn mực nước giới hạn và tỷ lệ dự phòng điện năng miền của tuần nhỏ hơn 5%; nhà máy thủy điện có 01 tuần thấp hơn mức nước giới hạn và thấp hơn mức nước tối thiểu của Quy trình vận hành liên hồ chứa: Giá chào và sản lượng chào trong bản chào mặc định của nhà máy điện này theo quy định cụ thể tại điểm b, và điểm c khoản 2 Điều 48 Thông tư này.

d) Đối với nhà máy điện gió, điện mặt trời, điện sinh khối, thủy điện nhỏ tham gia thị trường điện, bản chào mặc định như sau: giá chào cho tất cả các dải chào bằng 0 (đồng/kWh) và công suất dự báo.

Điều 54. Số liệu sử dụng cho lập lịch huy động ngày tới

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

1. Biểu đồ phụ tải ngày của toàn hệ thống điện quốc gia và từng miền Bắc, Trung, Nam.

2. Các bản chào giá lập lịch của các đơn vị chào giá.

3. Mô phỏng huy động các tổ máy nhà máy nhiệt điện không chào giá trực tiếp dưới dạng bản chào giá quy đổi trong đó: (i) Nếu tổ máy được huy động theo kết quả đã được công bố tại khoản 2 Điều 47 Thông tư này, mô phỏng bằng giá sàn cho phần công suất phát ổn định thấp nhất và giá biến đổi cho phần công suất khả dụng còn lại; (ii) Nếu tổ máy không được lập lịch theo kết quả đã được công bố tại khoản 2 Điều 47 Thông tư này thì mô phỏng bằng giá biến đổi cho toàn bộ công suất khả dụng. Tốc độ tăng giảm tải trong bản chào giá được mô phỏng đảm bảo tuân thủ các quy định trong hợp đồng mua bán điện và hiện trạng cơ sở hạ tầng thị trường điện, trường hợp hạ tầng thị trường điện chưa đáp ứng sẽ sử dụng tốc độ tăng giảm tải áp dụng tại mức tải 85% phù hợp với quy định trong hợp đồng mua bán điện. Các nhà máy điện không chào giá trực tiếp còn lại sử dụng công suất huy động dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch theo quy định tại khoản 2 Điều 47 Thông tư này.

4. Sản lượng công bố được điều chỉnh phù hợp với điều kiện vận hành thực tế của nhà máy điện và hệ thống điện của các nhà máy điện tự điều khiển phát công suất tác dụng theo quy định về điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia và các nhà máy thủy điện nhỏ có hồ điều tiết dưới 02 ngày tham gia chào giá trên thị trường điện.

5. Công suất dự báo ngày tới nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện.

6. Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu quy định tại Điều 69 và Điều 70 Thông tư này.

7. Công suất các tổ máy của các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ.

8. Yêu cầu về công suất dịch vụ dự phòng điều khiển tần số thứ cấp.

9. Thông tin về khả năng cung cấp dịch vụ dự phòng điều khiển tần số thứ cấp của các tổ máy.

10. Lịch bảo dưỡng sửa chữa lưới điện truyền tải và các tổ máy phát điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt.

11. Lịch thử nghiệm tổ máy phát điện đã được phê duyệt.

12. Các kết quả đánh giá khả năng bảo đảm cung cấp điện ngắn hạn cho ngày D theo quy định về điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia  do Bộ Công Thương ban hành.

13. Thông tin cập nhật về độ sẵn sàng của lưới điện truyền tải và các tổ máy phát điện từ hệ thống SCADA hoặc do Đơn vị truyền tải điện và các đơn vị phát điện cung cấp.

14. Các ràng buộc về bao tiêu nhiên liệu hoặc bao tiêu sản lượng điện của các nhà máy điện BOT do Tập đoàn Điện lực Việt Nam cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

15. Các ràng buộc về bao tiêu của nhà máy điện.
 

Điều 55. Lập lịch huy động ngày tới

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động ngày tới. Lịch huy động ngày tới bao gồm:

1. Lịch huy động không ràng buộc, bao gồm:

a) Giá điện năng thị trường dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới;

b) Thứ tự huy động các tổ máy phát điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.

2. Lịch huy động ràng buộc, bao gồm:

a) Biểu đồ dự kiến huy động từng tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới, giá biên từng miền trong từng chu kỳ giao dịch ngày tới;

b) Lịch ngừng, khởi động và trạng thái nối lưới dự kiến của từng tổ máy trong ngày tới;

c) Phương thức vận hành, sơ đồ kết dây dự kiến của hệ thống điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới;

d) Các thông tin cảnh báo (nếu có);

đ) Lượng công suất cho dịch vụ dự phòng điều khiển tần số thứ cấp của tổ máy phát điện.

3. Lập lịch huy động trong trường hợp quá tải, thừa nguồn: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán theo nguyên tắc huy động nguồn điện khi xảy ra quá tải, thừa nguồn quy định tại Điều 18 Thông tư này.

Điều 56. Công bố lịch huy động ngày tới

Trước 16h00 hàng ngày, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các thông tin trong lịch huy động ngày tới, cụ thể như sau:

1. Công suất huy động dự kiến, bao gồm cả công suất huy động cho dịch vụ dự phòng điều khiển tần số thứ cấp của các tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới. Giá biên từng miền trong từng chu kỳ giao dịch ngày tới.

2. Giá điện năng thị trường dự kiến cho từng chu kỳ giao dịch của ngày tới áp dụng cho các đơn vị phát điện và đơn vị mua buôn điện.

3. Danh sách các tổ máy dự kiến phải phát tăng hoặc phát giảm công suất trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.

4. Thông tin về cảnh báo thiếu công suất trong ngày tới (nếu có) bao gồm:

a) Các chu kỳ giao dịch dự kiến thiếu công suất;

b) Lượng công suất thiếu;

c) Các ràng buộc bảo đảm cung cấp điện có khả năng không đáp ứng.

5. Thông tin về cảnh báo thừa công suất trong ngày tới (nếu có) bao gồm:

a) Các chu kỳ giao dịch dự kiến thừa công suất;

b) Các tổ máy dự kiến sẽ dừng phát điện.

6. Thông tin về việc cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp

a) Nhu cầu công suất cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của hệ thống điện;

b) Danh sách các tổ máy cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp;

c) Công suất cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của tổ máy phát điện trong danh sách tại điểm b khoản này.

7. Thông tin dự kiến về tình trạng thiếu nguồn nhiên liệu cung cấp cho các nhà máy nhiệt điện của đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch trong các chu kỳ giao dịch tới. Tình trạng thiếu nguồn nhiên liệu khí cung cấp cho các nhà máy điện khí là khi tổng sản lượng điện dự kiến của nhà máy điện tương ứng với lượng khí được phân bổ thấp hơn tổng sản lượng điện hợp đồng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện này.

8. Nhu cầu dịch vụ dự phòng điều khiển tần số thứ cấp của hệ thống điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.

9. Các ràng buộc kỹ thuật trong vận hành nguồn điện, lưới điện.

10. Các biện pháp can thiệp của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để bảo đảm cung cấp điện.

11. Các điều chỉnh, can thiệp bản chào giá của đơn vị phát điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện theo quy định.

Điều 57. Hoà lưới tổ máy phát điện

1. Đối với tổ máy khởi động chậm, đơn vị phát điện có trách nhiệm chuẩn bị sẵn sàng để hoà lưới tổ máy này theo lịch huy động ngày tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố. Trường hợp thời gian khởi động của tổ máy lớn hơn 24 giờ, đơn vị phát điện có trách nhiệm hoà lưới tổ máy này căn cứ trên kết quả đánh giá khả năng bảo đảm cung cấp điện ngắn hạn do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố.

2. Đối với tổ máy không phải là khởi động chậm, đơn vị phát điện có trách nhiệm chuẩn bị sẵn sàng để hoà lưới tổ máy này theo lịch huy động chu kỳ giao dịch tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố.

3. Trong quá trình hòa lưới của các tổ máy nhiệt điện, đơn vị phát điện có trách nhiệm cập nhật công suất từng chu kỳ giao dịch vào bản chào giá của tổ máy và gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định tại Điều 49 Thông tư này.

Điều 58. Xử lý trong trường hợp có cảnh báo thiếu công suất

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được sửa đổi công suất công bố của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo quy định tại khoản 2 Điều 61 Thông tư này.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng bản chào tăng công suất làm bản chào giá lập lịch để lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới và tính giá thị trường điện.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm khởi động thêm các tổ máy khởi động chậm, các tổ máy cung cấp dịch vụ phụ.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố thông tin lên cổng thông tin thị trường điện công suất và thời gian dự kiến thiếu.

 

Điều 59. Xử lý trong trường hợp có cảnh báo thiếu công suất cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động đảm bảo yêu cầu dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trừ trường hợp thiếu công suất cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được sử dụng bản chào tăng công suất làm bản chào giá lập lịch để lập lịch huy động ngày tới.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được thay đổi công suất công bố của các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện quy định tại Điều 47 Thông tư này để đảm bảo yêu cầu dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.

Mục 2

VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CHU KỲ GIAO DỊCH TỚI

Điều 60. Số liệu lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng các số liệu để lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới sau đây:

1. Biểu đồ phụ tải của toàn hệ thống điện quốc gia và từng miền Bắc, Trung, Nam dự báo cho chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ giao dịch tiếp theo.

2. Kế hoạch hòa lưới, ngừng máy của các tổ máy khởi động chậm theo lịch huy động ngày tới đã được công bố.

3. Các bản chào giá lập lịch của các đơn vị chào giá cho chu kỳ giao dịch tới.

4. Công suất công bố theo lịch huy động ngày tới của các nhà máy điện không chào giá trực tiếp trên thị trường điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố theo quy định tại Điều 56 Thông tư này.

5. Mô phỏng huy động các tổ máy nhà máy nhiệt điện không chào giá trực tiếp dưới dạng bản chào giá quy đổi trong đó: (i) Nếu tổ máy được huy động theo kết quả đã được công bố tại Điều 56 Thông tư này, mô phỏng bằng giá sàn cho phần công suất phát ổn định thấp nhất và giá biến đổi cho phần công suất khả dụng còn lại; (ii) Nếu tổ máy không được lập lịch theo kết quả đã được công bố tại Điều 56 Thông tư này thì mô phỏng bằng giá biến đổi cho toàn bộ công suất khả dụng. Các nhà máy điện không chào giá trực tiếp còn lại sử dụng công suất công bố theo lịch huy động ngày tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố theo quy định tại Điều 56 Thông tư này.

6. Công suất dự báo cho chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ tiếp theo của các nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện, các nhà máy vận hành theo cơ chế chi phí tránh được.

7. Nhu cầu công suất dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của hệ thống điện và khả năng cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của các tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ này.

8. Công suất dự phòng khởi động nhanh và vận hành phải phát để bảo đảm cung cấp điện cho chu kỳ giao dịch tới.

9. Danh sách cập nhật các tổ máy cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.

10. Độ sẵn sàng của lưới điện truyền tải và các tổ máy phát điện theo đo lường, tính toán từ hệ thống SCADA hoặc do Đơn vị truyền tải điện và các đơn vị phát điện cung cấp.

11. Các ràng buộc khác về bảo đảm cung cấp điện và yêu cầu kỹ thuật của hệ thống điện.

12. Lịch bảo dưỡng, sửa chữa, thí nghiệm tổ máy phát điện, được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt.

13. Sản lượng điện nhập khẩu.

14. Các ràng buộc về bao tiêu nhiên liệu hoặc bao tiêu sản lượng điện của các nhà máy điện BOT do Tập đoàn Điện lực Việt Nam cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

15. Các ràng buộc về bao tiêu của nhà máy điện.

Điều 61. Điều chỉnh sản lượng công bố của các nhà máy điện

Trước khi lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép điều chỉnh sản lượng của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu và các nhà máy điện tự điều khiển phát công suất tác dụng theo quy định về điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành cho chu kỳ giao dịch tới đã được công bố theo quy định tại khoản 1 Điều 56 Thông tư này.

1. Sản lượng của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu cho chu kỳ giao dịch tới được điều chỉnh trong các trường hợp sau:

a) Có biến động bất thường về thuỷ văn, dự báo năng lượng tái tạo, phụ tải;

b) Có cảnh báo thiếu công suất theo lịch huy động ngày tới;

c) Có văn bản của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền về điều tiết hồ chứa của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu phục vụ mục đích chống lũ, tưới tiêu;

d) Xảy ra tình trạng thừa công suất/thiếu công suất khi tính toán lập lịch chu kỳ tới.

2. Phạm vi điều chỉnh sản lượng công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong các trường hợp quy định tại điểm a và điểm b khoản 1 Điều này là ±25% tổng công suất đặt của các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu trong hệ thống điện không bao gồm phần công suất dành cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.

3. Đối với các nhà máy điện tự điều khiển phát công suất tác dụng theo Quy định về điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, nguồn điện mặt trời mái nhà: Sản lượng công bố được điều chỉnh phù hợp với điều kiện vận hành thực tế của nhà máy điện và hệ thống điện.

Điều 62. Lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới cho các tổ máy phát điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc và phương pháp lập lịch không ràng buộc.

2. Lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp thiếu công suất

b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kiểm tra, xác định lượng công suất dự kiến cần sa thải để  bảo đảm cung cấp điện.

3. Lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp quá tải, thừa nguồn: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh lịch huy động chu kỳ giao dịch tới thông qua các biện pháp theo nguyên tắc quy định tại Điều 18 Thông tư này.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động cho chu kỳ giao dịch tới đảm bảo ràng buộc về nhu cầu dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.

5. Lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp thiếu công suất dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động đảm bảo yêu cầu dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trừ trường hợp thiếu công suất;

b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được sử dụng bản chào tăng công suất làm bản chào giá lập lịch để lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới;

c) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được thay đổi công suất công bố theo quy định tại Điều 56 Thông tư này cho các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện để đảm bảo yêu cầu dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.

Điều 63. Công bố lịch huy động chu kỳ giao dịch tới

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lịch huy động chu kỳ giao dịch tới 10 phút trước chu kỳ giao dịch, bao gồm các nội dung sau:

1. Phụ tải dự báo chu kỳ giao dịch tới của toàn hệ thống điện quốc gia và các miền Bắc, Trung, Nam.

2. Lịch huy động các tổ máy phát điện, giá biên các miền Bắc, Trung, Nam trong chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ tiếp theo được lập theo quy định tại Điều 62 Thông tư này.

3. Giá thị trường dự kiến từng chu kỳ của ngày tới áp dụng cho các đơn vị phát điện và đơn vị mua buôn điện.

4. Các biện pháp xử lý của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong trường hợp thiếu hoặc thừa công suất.

5. Các thông tin về việc điều chỉnh công suất công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo quy định tại Điều 61 Thông tư này.

6. Các thông tin về việc điều chỉnh công suất huy động của nhà máy thủy điện gián tiếp tham gia thị trường điện (nếu có).

7. Lịch sa thải phụ tải dự kiến (nếu có).

8. Thông tin về cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp

a) Nhu cầu công suất cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của hệ thống điện;

b) Danh sách các tổ máy phát điện được lựa chọn để cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp;

c) Công suất cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của các tổ máy phát điện trong danh sách tại điểm b khoản này.

9. Các ràng buộc kỹ thuật nguồn điện, lưới điện trong chu kỳ tới

Mục 3

Điều 64. Điều độ hệ thống điện thời gian thực

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm vận hành hệ thống điện trong thời gian thực căn cứ lịch huy động chu kỳ giao dịch tới đã được công bố và tuân thủ quy định về vận hành hệ thống điện thời gian thực tại Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia  do Bộ Công Thương ban hành. Trong trường hợp cần thiết, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được can thiệp để đảm bảo yêu cầu dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của hệ thống điện (trừ trường hợp bất khả kháng).

2. Đơn vị phát điện có trách nhiệm tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy thuỷ điện có trách nhiệm tuân thủ theo quy định về mực nước giới hạn tuần của nhà máy thủy điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán, công bố theo quy định tại khoản 2 Điều 44 Thông tư này.

Điều 65. Quy định trong trường hợp hồ chứa của nhà máy thuỷ điện thấp hơn mực nước giới hạn tuần

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cảnh báo nhà máy thủy điện có mực nước thấp hơn mực nước giới hạn tuần, đơn vị phát điện có trách nhiệm điều chỉnh giá chào trong các ngày tiếp theo để đảm bảo không thấp hơn mực nước giới hạn tuần tiếp theo.

2. Trong trường hợp hồ chứa của nhà máy thủy điện có 02 tuần liên tiếp thấp hơn mực nước giới hạn tuần; nhà máy thủy điện có 01 tuần thấp hơn mức nước giới hạn tuần và tỷ lệ dự phòng điện năng miền của tuần nhỏ hơn 5%; nhà máy thủy điện có 01 tuần thấp hơn mức nước giới hạn và thấp hơn mức nước tối thiểu (cận trên) của Quy trình vận hành liên hồ chứa; nhà máy thủy điện có 01 tuần thấp hơn mức nước giới hạn và thấp hơn mức nước tối thiểu (cận dưới) của Quy trình vận hành liên hồ chứa thì bắt đầu từ 00h00 thứ Ba tuần tiếp theo, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập lịch huy động nhà máy thủy điện này căn cứ theo bản chào mặc định quy định cụ thể tại điểm b, điểm c khoản 2 Điều 48 Thông tư này để đưa mực nước của hồ chứa về mực nước giới hạn tuần.

3. Khi đã đảm bảo không thấp hơn mực nước giới hạn tuần, nhà máy thuỷ điện tiếp tục chào giá vào tuần tiếp theo.

4. Trước 10h00 thứ Hai hằng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo về việc lập lịch huy động từ thứ Ba cho đơn vị phát điện và đơn vị mua điện trong các trường hợp sau:

a) Nhà máy thấp hơn mực nước giới hạn hồ chứa tuần đầu tiên, nhà máy thấp hơn mực nước giới hạn tuần thứ hai;

b) Nhà máy thủy điện có 01 tuần thấp hơn mức nước giới hạn tuần và tỷ lệ dự phòng điện năng miền của tuần nhỏ hơn 5%;

c) Nhà máy thủy điện có 01 tuần thấp hơn mức nước giới hạn và thấp hơn mức nước tối thiểu của Quy trình vận hành liên hồ chứa;

d) Nhà máy thủy điện có 01 tuần thấp hơn mức nước giới hạn và thấp hơn mức nước tối thiểu (cận dưới) của Quy trình vận hành liên hồ chứa.

Điều 66. Can thiệp thị trường điện

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

a) Hệ thống đang vận hành trong chế độ khẩn cấp được quy định trong Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng và Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;

b) Xảy ra các tình huống không bảo đảm cung cấp điện trên cơ sở kết quả đánh giá khả năng bảo đảm cung cấp điện của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

c) Không thể đưa ra lịch huy động chu kỳ giao dịch tới tại thời điểm bắt đầu chu kỳ giao dịch.

2. Trường hợp xảy ra can thiệp thị trường điện theo quy định tại điểm b khoản 1 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được điều chỉnh biểu đồ huy động của các nhà máy điện để đảm bảo cung cấp điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Bộ Công Thương, Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực các nội dung sau:

a) Thời điểm dự kiến bắt đầu và kết thúc;

b) Các giải pháp cụ thể sẽ thực hiện để đảm bảo huy động hợp lý các loại hình nguồn trong hệ thống điện quốc gia với mục tiêu đảm bảo cung cấp điện, vận hành an toàn, ổn định, tin cậy hệ thống điện quốc gia;

c) Các tồn tại, phát sinh (nếu có).

3. Trong thời gian can thiệp thị trường điện, các nguồn điện được huy động phải bảo đảm các ràng buộc kỹ thuật để hệ thống điện vận hành an toàn, ổn định, tin cậy.

4. Trong trường hợp can thiệp thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm huy động các tổ máy để đảm bảo các mục tiêu theo thứ tự ưu tiên sau:

a) Đảm bảo cân bằng được công suất phát và phụ tải;

b) Đáp ứng được yêu cầu về dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp;

c) Đáp ứng được yêu cầu về chất lượng điện áp.

d) Đảm bảo cấu hình nguồn tối thiểu để đảm bảo ổn định và quán tính hệ thống điện.

5. Công bố thông tin về can thiệp thị trường điện

a) Khi can thiệp thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải công bố các nội dung sau:

- Các lý do phải can thiệp thị trường điện;

- Các chu kỳ giao dịch dự kiến can thiệp thị trường điện.

b) Trong thời hạn 24 giờ từ khi kết thúc can thiệp thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các nội dung sau:

- Các lý do phải can thiệp thị trường điện;

- Các chu kỳ giao dịch can thiệp thị trường điện;

- Các biện pháp do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện áp dụng để can thiệp thị trường điện.

Điều 67. Tạm ngừng hoạt động của thị trường điện giao ngay

1. Thị trường điện giao ngay tạm ngừng vận hành khi xảy ra một trong các trường hợp sau:

a) Do các tình huống khẩn cấp về thiên tai hoặc bảo vệ an ninh quốc phòng;

b) Do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đề nghị tạm ngừng thị trường điện giao ngay theo một trong các trường hợp sau:

- Hệ thống điện vận hành trong chế độ cực kỳ khẩn cấp được quy định tại Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng và Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành;

- Hệ thống điện vận hành trong trường hợp mất cân bằng cung cầu (tổng công suất khả dụng của các nhà máy điện trong hệ thống điện nhỏ hơn phụ tải dự báo và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thực hiện các biện pháp tiết giảm cung cấp điện để đảm bảo vận hành an toàn hệ thống) trong vòng 48 chu kỳ liên tục.

- Không đảm bảo vận hành thị trường điện an toàn, liên tục.

c) Các trường hợp khác theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền.

2. Bộ Công Thương có trách nhiệm xem xét, quyết định tạm ngừng hoạt động của thị trường điện giao ngay trong các trường hợp quy định tại điểm a và điểm b khoản 1 Điều này và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho các thành viên tham gia thị trường điện về quyết định tạm ngừng thị trường điện giao ngay của Bộ Công Thương.

4. Vận hành hệ thống điện trong thời gian tạm ngừng hoạt động của thị trường điện giao ngay

b) Đơn vị phát điện, Đơn vị truyền tải điện và các đơn vị có liên quan khác có trách nhiệm tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

Điều 68. Khôi phục thị trường điện giao ngay

1. Thị trường điện giao ngay được khôi phục vận hành khi đảm bảo các điều kiện sau:

a) Các nguyên nhân dẫn đến tạm ngừng hoạt động của thị trường điện giao ngay đã được khắc phục;

b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác nhận về khả năng vận hành lại thị trường điện giao ngay.

2. Bộ Công Thương có trách nhiệm xem xét, quyết định khôi phục thị trường điện giao ngay và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho các thành viên tham gia thị trường điện về quyết định khôi phục thị trường điện giao ngay của Bộ Công Thương.

Mục 4

XUẤT KHẨU, NHẬP KHẨU ĐIỆN

Điều 69. Xử lý điện năng xuất khẩu trong lập lịch huy động

1. Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng điện năng xuất khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.

2. Sản lượng điện năng xuất khẩu được tính như phụ tải tại điểm xuất khẩu và được dùng để tính toán dự báo phụ tải hệ thống phục vụ lập lịch huy động ngày tới và chu kỳ giao dịch tới.

Điều 70. Xử lý điện năng nhập khẩu trong lập lịch huy động

1. Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng điện năng nhập khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.

2. Sản lượng điện năng nhập khẩu trong lập lịch huy động được tính như nguồn phải phát với biểu đồ đã được công bố trước trong ngày tới.

Điều 71. Thanh toán cho lượng điện năng xuất khẩu và nhập khẩu

Lượng điện năng nhập khẩu hoặc xuất khẩu được thanh toán theo hợp đồng nhập khẩu hoặc xuất khẩu được ký kết giữa các bên.

Chương VI

ĐO ĐẾM ĐIỆN NĂNG TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 72. Vị trí đo đếm ranh giới trong thị trường bán buôn điện

1. Trong thị trường bán buôn điện, vị trí đo đếm ranh giới để xác định phạm vi mua bán buôn điện mà tại các vị trí đó phải có hệ thống đo đếm điện năng chính và dự phòng để đo đếm chính xác sản lượng điện năng mua - bán, giao - nhận giữa các đơn vị.

2. Vị trí đo đếm ranh giới trong thị trường bán buôn điện được định danh riêng trong cơ sở dữ liệu của hệ thống quản lý số liệu đo đếm điện năng theo quy định thống nhất áp dụng cho các thành viên trên thị trường, bao gồm:

a) Vị trí đo đếm ranh giới giao nhận điện giữa nhà máy điện với lưới điện truyền tải;

b) Vị trí đo đếm ranh giới giao nhận nhập khẩu điện, xuất khẩu điện với lưới điện truyền tải hoặc lưới điện phân phối;

c) Vị trí đo đếm ranh giới giao nhận điện giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối;

d) Vị trí đo đếm ranh giới giao nhận điện giữa nhà máy điện với lưới điện phân phối;

đ) Vị trí đo đếm ranh giới giao nhận trên lưới điện phân phối giữa các đơn vị mua buôn điện.

Điều 73. Hệ thống đo đếm điện năng và hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm

1. Hệ thống đo đếm điện năng và hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm điện năng phải được thiết kế phù hợp với vị trí đo đếm ranh giới trong thị trường bán buôn điện quy định tại Điều 72 Thông tư này.

2. Các yêu cầu chi tiết về: Cấu hình tối thiểu, đặc tính kỹ thuật, đồng bộ thời gian, niêm phong kẹp chì và bảo mật, vận hành và bảo dưỡng, nghiệm thu, xử lý sự cố hệ thống đo đếm, kiểm định và kiểm toán theo Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng do Bộ Công Thương ban hành.

3. Trách nhiệm thỏa thuận vị trí đo đếm điện năng và thiết kế hệ thống đo đếm điện năng, trách nhiệm đầu tư hệ thống đo đếm điện năng và hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm điện năng theo Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 74. Trách nhiệm thu thập, quản lý số liệu đo đếm trong thị trường điện

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện thu thập đầy đủ các số liệu đo đếm tại các vị trí đo đếm ranh giới giao nhận quy định tại khoản 2 Điều 72 Thông tư này (đối với các vị trí đo đếm ranh giới giữa nhà máy điện với lưới phân phối điện, thực hiện theo quy định tại khoản 5 Điều này). Số liệu đo đếm do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thu thập và công bố là số liệu ưu tiên sử dụng cho mục đích tính toán, thanh toán trong thị trường điện.

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi về kho dữ liệu đo đếm dùng chung của Tập đoàn Điện lực Việt Nam các số liệu đo đếm tại các vị trí đo đếm ranh giới giao nhận quy định tại điểm a, b, d khoản 2 Điều 72 Thông tư này và điểm a khoản 5 Điều này.

2. Trừ các vị trí đo đếm giao nhận với các nhà máy điện, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thu thập số liệu đo đếm giao nhận trong phạm vi quản lý và gửi về kho dữ liệu đo đếm dùng chung của Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm thu thập số liệu đo đếm giao nhận trong phạm vi quản lý bao gồm cả việc cung cấp số liệu điện mặt trời mái nhà và gửi về kho dữ liệu đo đếm dùng chung của Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

4. Các nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện có trách nhiệm thực hiện thu thập số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý và gửi về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để sử dụng làm nguồn số liệu dự phòng, so sánh đối chiếu với bộ số liệu do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thu thập trực tiếp và phục vụ xác nhận số liệu đo đếm chính thức sử dụng cho mục đích tính toán, thanh toán trong thị trường điện.

5. Các nhà máy điện còn lại (nhà máy điện không tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh)

a) Nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện việc thu thập số liệu đo đếm trực tiếp;

b) Nhà máy thủy điện nhỏ: Đơn vị mua buôn thu thập số liệu đo đếm từ nhà máy điện theo phạm vi quản lý và gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

c) Các nhà máy điện gián tiếp còn lại theo quy định tại khoản 4 Điều 4 Thông tư này và các nhà máy điện nước ngoài có hợp đồng Mua Bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện việc thu thập số liệu đo đếm trực tiếp.

6. Khi thay đổi vị trí đo đếm ranh giới giao nhận hoặc phương thức giao nhận điện năng đo đếm ranh giới trong phạm vi quản lý, đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện, đơn vị mua điện có trách nhiệm kịp thời thông báo, cập nhật về thay đổi cho các bên liên quan phục vụ công tác thu thập và truyền số liệu đo đếm điện năng về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

7. Trước 16h00 ngày 1 hằng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố chỉ số công tơ đo đếm tại các vị trí đo đếm ranh giới giao nhận quy định tại khoản 2 Điều 72 Thông tư này và điểm a khoản 5 Điều này.

Điều 75. Lưu trữ số liệu đo đếm

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và các đơn vị tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh theo quy định tại Điều 2 Thông tư này có trách nhiệm lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và các hồ sơ liên quan trong thời hạn ít nhất là 05 năm.

Điều 76. Phương thức, trình tự thu thập số liệu đo đếm

1. Việc đọc và gửi số liệu của các công tơ về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải tiến hành hàng ngày, thực hiện theo hai phương thức song song và độc lập với nhau, cụ thể bao gồm:

a) Phương thức 1: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện đồng bộ thời gian và thu thập số liệu đo đếm trực tiếp tới các công tơ đo đếm ranh giới của thị trường điện bán buôn theo quy định tại Điều 74 Thông tư này;

b) Phương thức 2: Đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện và đơn vị mua buôn điện thực hiện thu thập số liệu đo đếm của các công tơ đo đếm trong phạm vi quản lý. Các số liệu do đơn vị truyền tải điện và đơn vị mua buôn điện thu thập được gửi về kho dữ liệu đo đếm dùng chung của Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

2. Trình tự thu thập số liệu đo đếm được thực hiện theo thời gian biểu như sau:

a) Từ 00h15 đến 16h00 ngày D+1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện và đơn vị mua buôn điện thực hiện thu thập số liệu đo đếm ngày D thuộc phạm vi quản lý;

b) Trước 24h00 ngày D+1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố số liệu đo đếm phục vụ công tác kiểm tra số liệu đo đếm;

c) Trước 12h00 ngày D+4, Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện thực hiện kiểm tra, đối chiếu số liệu đo đếm, phát hiện các phát sinh, sự kiện dẫn đến chênh lệch sản lượng gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ý kiến phản hồi xác nhận về đối soát số liệu đo đếm. Sau thời điểm này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không tiếp nhận phản hồi về phát sinh liên quan đến số liệu đo đếm của ngày D. Trường hợp không có phản hồi từ các đơn vị trên trang thông tin điện tử thị trường điện trước 12h00 ngày D+4 thì được coi là các đơn vị đã xác nhận đồng ý và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không có trách nhiệm xử lý những ý kiến phản hồi phát sinh;

d) Trước 12h00 ngày D+5, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phối hợp với các đơn vị liên quan thực hiện kiểm tra, xác thực, xử lý sai lệch, ước tính số liệu đo đếm;

đ) Trước 16h00 ngày D+5, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố số liệu đo đếm điện năng và phụ tải chính thức ngày D lên trang thông tin điện tử thị trường điện;

e) Trước 12h00 ngày D+6, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lại số liệu đo đếm điện năng và phụ tải chính thức ngày D khi có các phát hiện bất thường, sai khác số liệu sau ngày D+5;

g) Trước ngày làm việc thứ 08 sau khi kết thúc chu kỳ thanh toán, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố biên bản chốt sản lượng chênh lệch trong chu kỳ thanh toán.

3. Yêu cầu về thu thập số liệu đo đếm

a) Các số liệu đo đếm được thu thập hàng ngày về đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng bao gồm các giá trị điện năng tác dụng và phản kháng theo hai chiều nhận và phát của từng chu kỳ 30 phút trong ngày từ các công tơ đo đếm chính và dự phòng;

b) Số liệu đo đếm được chia sẻ công khai sau 24 giờ ngày D+1 (được cập nhật đầy đủ theo quá trình kiểm tra, xác định và ước tính số liệu) để các đơn vị mua điện và đơn vị bán điện có quyền truy cập và kiểm tra đầy đủ trong phạm vi mua bán điện của đơn vị mình;

c) Quy định về định dạng số liệu, phương thức quy đổi số liệu, quy trình kiểm tra, xác định và ước tính số liệu đo đếm điện năng được quy định tại Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng do Bộ Công Thương ban hành và các quy trình hướng dẫn thực hiện.

Điều 77. Kiểm tra số liệu đo đếm

1. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm kiểm tra số liệu đo đếm thu thập được tại trung tâm thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm đảm bảo tính chính xác và hợp lệ của các số liệu đo đếm.

2. Việc kiểm tra đối chiếu số liệu đo đếm được thực hiện theo các nguyên tắc sau:

a) Số liệu đo đếm của hệ thống đo đếm dự phòng được sử dụng để đối chiếu so sánh với số liệu của hệ thống đo đếm chính (sau khi đã quy đổi về cùng một vị trí) làm căn cứ khẳng định hệ thống đo đếm chính vận hành đảm bảo chính xác và tin cậy với sai số không lớn hơn 1%;

b) Số liệu của công tơ đo đếm do Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm điện năng đọc và gửi về đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng phải được đối chiếu, so sánh với số liệu do đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng đọc trực tiếp để làm căn cứ xác định tính tin cậy và chính xác của số liệu đo đếm;

c) Số liệu sản lượng điện năng thu thập hàng ngày từ hệ thống đo đếm chính và dự phòng phải được công bố và được các bên liên quan kiểm tra, xác nhận làm căn cứ để tính toán thanh toán.

3. Trường hợp phát hiện số liệu đo đếm có bất thường hoặc không chính xác, đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng thực hiện thu thập lại (hoặc yêu cầu Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm thu thập lại) và thực hiện lại các bước kiểm tra số liệu đo đếm theo quy định tại khoản 2 Điều này.

4. Trường hợp không thể thu thập được số liệu đo đếm hoặc kết quả kiểm tra, đối chiếu số liệu đo đếm phát hiện có sự chênh lệch giữa số liệu công tơ với số liệu trong máy tính đặt tại chỗ hoặc số liệu trong cơ sở số liệu đo đếm, đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng chủ trì, phối hợp với các đơn vị liên quan để điều tra nguyên nhân để xử lý, ước tính bù trừ các sai lệch (nếu có) theo Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng do Bộ Công Thương ban hành.

5. Trường hợp không thống nhất về số liệu đo đếm được công bố, các đơn vị có quyền yêu cầu bảo lưu, kiểm toán bất thường hoặc thực hiện thủ tục khiếu nại với cơ quan có thẩm quyền.

Điều 78. Tính toán sản lượng điện năng đo đếm trong thị trường bán buôn điện

1. Số liệu đo đếm điện năng của đơn vị phát điện được xác định theo công thức giao nhận điện năng của đơn vị phát điện và được quy định trong phương thức giao nhận điện năng.

2. Số liệu đo đếm điện năng của đơn vị mua buôn điện trong một chu kỳ giao dịch được xác định như sau:

a) Bằng tổng các thành phần sau:

- Sản lượng nhận trên lưới điện truyền tải;

- Tổng sản lượng nhận từ các đơn vị mua buôn điện khác;

- Tổng sản lượng nhận từ các nguồn điện nối lưới điện phân phối;

- Tổng sản lượng từ các nguồn nhập khẩu nối lưới điện phân phối.

b) Trừ đi các thành phần sau:

- Tổng sản lượng giao lên lưới điện truyền tải;

- Tổng sản lượng giao đến các đơn vị mua buôn điện khác.

Điều 79. Ước tính số liệu đo đếm

1. Trường hợp không thể thu thập được số liệu đo đếm chính xác của ngày D theo quy định tại Điều 76, Điều 77 và Điều 78 Thông tư này cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện ước tính số liệu đo đếm theo quy định về hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng do Bộ Công Thương ban hành.

2. Sau khi thực hiện việc ước tính số liệu đo đếm điện năng, các đơn vị liên quan phải có biện pháp thu thập lại, xác định số liệu đo đếm chính xác làm cơ sở cho việc truy thu, thoái hoàn cho các chu kỳ áp dụng ước tính số liệu đo đếm điện năng.

3. Trường hợp không thể xác định số liệu đo đếm chính xác, số liệu đo đếm ước tính được sử dụng làm căn cứ chính thức cho thanh toán tiền điện giữa các đơn vị.

Điều 80. Xác nhận sản lượng điện năng theo chỉ số chốt công tơ

Áp dụng chữ ký số để xác nhận số liệu đo đếm bao gồm:

1. Tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện.

2. Sản lượng điện năng mua trên thị trường điện.

3. Sản lượng chênh lệch giữa chỉ số sản lượng chốt tháng và tổng sản lượng theo từng chu kỳ giao dịch trong tháng.

4. Tổng sản lượng thu thập theo từng chu kỳ giao dịch trong tháng.

Chương VII

TÍNH TOÁN GIÁ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY

Mục 1

TÍNH TOÁN GIÁ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

ÁP DỤNG CHO CÁC ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN

Điều 81. Xác định giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện

1. Sau ngày giao dịch D, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch tính giá điện năng thị trường cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D theo trình tự sau:

a) Tính toán phụ tải hệ thống trong chu kỳ giao dịch bằng cách quy đổi sản lượng đo đếm về phía đầu cực các tổ máy phát điện;

b) Thực hiện lập lịch tính giá điện năng thị trường theo phương pháp lập lịch không ràng buộc theo trình tự như sau:

- Sắp xếp cố định dưới phần nền của biểu đồ phụ tải hệ thống điện các sản lượng phát thực tế của các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện và các nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện nhưng tách ra ngoài thị trường điện trong chu kỳ giao dịch;

- Sắp xếp các dải công suất trong bản chào giá lập lịch của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch. Sản lượng thực tế các nhà máy điện năng lượng tái tạo trực tiếp tham gia thị trường điện quy đổi về đầu cực được xác định sau ngày vận hành theo số liệu đo đếm thực tế;

- Các tổ máy nhiệt điện không tham gia xét giá điện năng thị trường trong các chu kỳ không nối lưới.

2. Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện bằng giá chào của dải công suất cuối cùng được xếp lịch để đáp ứng mức phụ tải hệ thống trong lịch tính giá điện năng thị trường. Trong trường hợp giá chào của dải công suất cuối cùng trong lịch tính giá điện năng thị trường cao hơn giá trần thị trường điện, giá điện năng thị trường được tính bằng giá trần thị trường điện.

Điều 82. Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện

Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo công thức sau:

FMP(i) = SMP(i) + CAN(i)

Trong đó:

FMP(i): Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

SMP(i): Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại Điều 81 Thông tư này (đồng/kWh);

CAN (i): Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại Điều 28 Thông tư này (đồng/kWh).

Điều 83. Xác định giá điện năng thị trường khi can thiệp thị trường điện

Trong trường hợp có phát sinh tình huống can thiệp thị trường điện theo quy định tại Điều 66 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không thực hiện tính toán giá điện năng thị trường cho khoảng thời gian thị trường điện bị can thiệp.

Mục 2

GIÁ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY

ÁP DỤNG CHO ĐƠN VỊ MUA BUÔN ĐIỆN

Điều 84. Giá điện năng thị trường áp dụng cho các đơn vị mua buôn điện

Giá điện năng thị trường áp dụng cho các đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán như sau:

1. Tính toán hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i theo công thức sau:

Trong đó:

k(i): Hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i;

QG(i): Tổng sản lượng điện năng trong chu kỳ giao dịch i của các nhà máy điện nối lưới truyền tải, các nguồn nhập khẩu điện, các nhà máy điện đấu nối vào lưới phân phối điện có tham gia thị trường hoặc ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (kWh);

QL(i): Tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch i, bao gồm sản lượng giao nhận của đơn vị mua điện (có đơn vị xuất khẩu điện) với lưới truyền tải điện và sản lượng giao nhận với các nhà máy điện đấu nối vào lưới phân phối điện có tham gia thị trường hoặc có ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (kWh).

2. Tính toán giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện

CSMP(i) = k(i) x SMP(i)

Trong đó:

CSMP(i): Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

SMP(i): Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo quy định tại Điều 81 Thông tư này (đồng/kWh);

k(i): Hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này.

Điều 85. Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện

Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán như sau:

CCAN(i) = k(i) x CAN(i)

Trong đó:

CCAN(i): Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

CAN(i): Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều 28 Thông tư này (đồng/kWh);

k(i): Hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều 84 Thông tư này.

Điều 86. Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện

Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo công thức sau:

CFMP(i) = CSMP(i) + CCAN(i)

Trong đó:

CFMP(i): Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

CSMP(i): Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

CCAN(i): Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).

Điều 87. Công bố thông tin về giá thị trường điện giao ngay

1. Trước 9h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá điện năng thị trường, giá công suất thị trường và giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.

2. Trước 16h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá điện năng thị trường, giá công suất thị trường và giá thị trường điện toàn phần dự kiến áp dụng cho đơn vị mua buôn điện của từng chu kỳ giao dịch trong ngày D.

3. Trước 16h00 ngày D+5, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá điện năng thị trường, giá công suất thị trường và giá thị trường điện toàn phần chính thức áp dụng cho đơn vị mua buôn điện của từng chu kỳ giao dịch trong ngày D.

Chương VIII

THANH TOÁN

Mục 1

THANH TOÁN CHO ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN TRỰC TIẾP GIAO DỊCH

Điều 88. Sản lượng điện năng của nhà máy điện phục vụ thanh toán trong thị trường điện

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các phần sản lượng điện năng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch phục vụ thanh toán trong thị trường điện, bao gồm:

a) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện (Qbp);

b) Sản lượng điện năng phát tăng thêm (Qcon). Đối với các máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày, nhà máy điện gió và điện mặt trời không áp dụng Qcon;

c) Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu). Đối với nhà máy điện gió và điện mặt trời không áp dụng Qdu. Đối với nhóm nhà máy thủy điện bậc thang chào giá chung cho cả nhóm, khi nhà máy thủy điện bậc thang trên tham gia điều tần, không áp dụng Qdu đối với nhà máy thủy điện bậc thang dưới;

d) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmp).

2. Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu) của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:

a) Xác định sản lượng huy động theo lệnh điều độ

Sản lượng huy động theo lệnh điều độ là sản lượng tại đầu cực máy phát được tính toán căn cứ theo lệnh điều độ huy động tổ máy của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, căn cứ vào công suất theo lệnh điều độ và tốc độ tăng giảm tải của tổ máy phát điện. Sản lượng huy động theo lệnh điều độ được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

i: Chu kỳ giao dịch thứ i;

J: Số lần thay đổi lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i;

: Thời điểm lần thứ j trong chu kỳ giao dịch i Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ thay đổi công suất của tổ máy phát điện (phút);

: Thời điểm tổ máy đạt được mức công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ tại thời điểm  (phút);

ΔT: Độ dài thời gian của một chu kỳ giao dịch (phút);

: Sản lượng huy động theo lệnh điều độ tính tại đầu cực máy phát điện xác định cho chu kỳ giao dịch i (MWh);

: Công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm  (MW);

: Công suất tổ máy đạt được tại thời điểm  (MW).

Khoảng thời gian từ thời điểm lệnh điều độ  công suất  đến thời điểm  mà tổ máy phát điện đạt được công suất  được xác định như sau:

Trong đó:

a: Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy đăng ký trong bản chào giá lập lịch (MW/phút).

Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy đăng ký trong bản chào giá lập lịch phải phù hợp với tốc độ tăng giảm tải được quy định trong hợp đồng mua bán điện. Trường hợp hợp đồng mua bán điện không có tốc độ tăng giảm tải hoặc tốc độ tăng giảm tải trong hợp đồng có sai khác với thực tế, đơn vị phát điện có trách nhiệm xác định các số liệu này theo kết quả thí nghiệm hoặc tổng hợp từ thực tế vận hành của tổ máy và ký kết bổ sung phụ lục hợp đồng về đặc tính kỹ thuật này với các đơn vị mua điện để làm căn cứ thanh toán;

c) Tính toán chênh lệch giữa sản lượng điện năng đo đếm và sản lượng điện năng huy động theo lệnh điều độ theo công thức sau:

ΔQ_i=Qmq_i – Qdd_i

Trong đó:

ΔQ_i : Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

Qmq   _i : Sản lượng điện năng đo đếm của tổ máy phát điện quy đổi về đầu cực tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

Qdd_i: Sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo quy định tại điểm a khoản này (kWh).

Trường hợp không có lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i, Qdd được xác định theo công thức:

Trong đó:

Qdd_i: Sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: Công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm  (MW);

ΔT: Độ dài thời gian của một chu kỳ giao dịch (phút).

d) Tính toán sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ của tổ máy phát điện theo nguyên tắc sau:

Tính toán mức sai lệch cho phép theo công thức sau:

+ Đối với tổ máy phát điện có công suất đặt dưới 100 MW:

+ Đối với tổ máy phát điện có công suất đặt từ 100 MW trở lên:

Trong đó:

e: Mức sai lệch cho phép đối với tổ máy phát điện theo từng chu kỳ giao dịch (kWh);

: Sản lượng điện năng huy động theo lệnh điều độ tại đầu cực của tổ máy phát điện (kWh);

ΔT: Độ dài thời gian của một chu kỳ giao dịch (phút).

Tính toán sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch của tổ máy phát điện theo công thức sau:

+ Trường hợp |ΔQi |≤ Ɛ: Qdui = 0

+ Trường hợp |ΔQi |> Ɛ: Qdui = Qmqi – kqd x Qddi

Trong đó:

Qdu_i: Sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy phát điện (kWh);

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

Qdd_i : Sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

k_qd: Hệ số quy đổi sản lượng từ đầu cực tổ máy về vị trí đo đếm.

- Tính toán sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch của nhà máy điện theo công thức sau:

Trong đó:

Qdu_i: Sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i của nhà máy điện (kWh);

Qdu_i,g: Sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy phát điện g của nhà máy điện (kWh);

G: Tổng số tổ máy phát điện của nhà máy điện.

e) Công tơ đo đếm đầu cực tổ máy và công tơ lắp tại các vị trí đo đếm tự dùng của tổ máy (nếu có) được ưu tiên sử dụng để xác định sản lượng thực phát đầu cực của tổ máy phát điện để so sánh với việc tuân thủ lệnh điều độ theo hệ thống quản lý lệnh điều độ.

3. Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường điện trong chu kỳ giao dịch được xác định như sau:

a) Xác định tổ máy có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện được xếp lịch tính giá thị trường cho chu kỳ giao dịch i và vị trí đo đếm của tổ máy đó;

b) Tính toán sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào tại từng vị trí đo đếm xác định tại điểm a khoản này theo công thức sau:

Trong đó:

i: Chu kỳ giao dịch thứ i;

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

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

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

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

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

: Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy đấu nối vào vị trí đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh).

c) Tính toán sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào cho nhà máy điện theo công thức sau:

Trong đó:

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

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

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

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

4. Sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:

a) Tính toán sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch tại đầu cực của tổ máy theo công thức sau:

Trường hợp Qdu > 0:

            Trường hợp Qdu ≤ 0:

Trong đó:

: Sản lượng đo đếm thanh toán của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về đầu cực tổ máy (kWh);

: Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy phát điện quy đổi về đầu cực tổ máy (kWh);

: Sản lượng điện năng tương ứng với mức công suất của tổ máy được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: Sản lượng điện năng tương ứng với công suất điều độ của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch, được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

J: Số lần thay đổi lệnh điều độ do ràng buộc trong chu kỳ giao dịch i;

: Thời điểm lần thứ j trong chu kỳ giao dịch i Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ thay đổi công suất của tổ máy phát điện do ràng buộc (phút). Trường hợp tại thời điểm này mà công suất của tổ máy phát điện thấp hơn mức công suất được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch () thì  được xác định là thời điểm tổ máy đạt công suất ;

: Thời điểm tổ máy đạt được mức công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ tại thời điểm  (phút). Trường hợp tại thời điểm này công suất của tổ máy phát điện thấp hơn công suất của tổ máy được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i () thì  được xác định là thời điểm tổ máy đạt mức công suất ;

ΔT: Độ dài thời gian của một chu kỳ giao dịch (phút);

: Công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm . Trường hợp công suất này nhỏ hơn mức công suất được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch () thì công suất này được tính bằng công suất  (MW);

: Công suất tổ máy đạt được tại thời điểm  (MW);

:Khoảng thời gian từ thời điểm lệnh điều độ  công suất  đến thời điểm  mà tổ máy phát điện đạt được công suất  được xác định như sau:

a: Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy phát điện đăng ký trong bản chào giá lập lịch (MW/phút).

Đối với trường hợp tổ máy phát điện tham gia cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong chu kỳ giao dịch thông qua hệ thống AGC, trong trường hợp không xác định được số liệu về các mức công suất theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, mức sản lượng này được tính bằng sản lượng điện năng đo đếm của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch quy đổi về đầu cực tổ máy.

Trường hợp tổ máy nhiệt điện trong quá trình khởi động hoặc quá trình dừng máy (không phải do sự cố) thì sản lượng điện năng phát tăng thêm của tổ máy phát điện này trong chu kỳ giao dịch bằng 0.

c) Tính toán sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i theo công thức sau:

Trong đó:

: Tổng sản lượng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);

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

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

k: Hệ số quy đổi sản lượng từ đầu cực tổ máy về vị trí đo đếm;

: Sản lượng phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i tại đầu cực tổ máy tính toán theo quy định tại Điểm a Khoản này (kWh).

5. Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo công thức sau:

Trường hợp sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ dương ( > 0):

Qsmp_i  = Qmq_i – Qbp_i – Qcon_i - Qdu_i

Trường hợp sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ âm (Qdui < 0):

Qsmp_i = Qmq_i – Qbp_i – Qcon_i

Trong đó:

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

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

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

Qcon_i : Sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

Qdu_i : Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (kWh).

Điều 89. Điều chỉnh sản lượng điện năng của nhà máy điện phục vụ thanh toán trong thị trường điện

1. Sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường được điều chỉnh trong các trường hợp sau:

a) Trường hợp trong chu kỳ giao dịch i sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện nhỏ hơn hoặc bằng sản lượng điện hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó ();

b) Trường hợp trong chu kỳ giao dịch i sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện lớn hơn sản lượng điện hợp đồng trong chu kỳ giao dịch của nhà máy điện ( ) đồng thời sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện nhỏ hơn sản lượng điện hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó ().

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán điều chỉnh lại các thành phần sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường trong các chu kỳ giao dịch quy định tại Khoản 1 Điều 88 Thông tư này căn cứ các thành phần sản lượng sau:

a) Sản lượng điện hợp đồng trong chu kỳ giao dịch của nhà máy điện () được xác định theo quy định tại Điều 39 Thông tư này;

b) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmpi) của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại khoản 5 Điều 88 Thông tư này;

c) Sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i ().

3. Nguyên tắc điều chỉnh

a) Trong trường hợp quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này, sản lượng điện năng phát tăng thêm (Qconi) và sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện (Qbpi) được điều chỉnh trong chu kỳ giao dịch này bằng 0 (không) (Qconi = 0; Qbpi = 0);

b) Trường hợp quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này, sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường điện được điều chỉnh theo nguyên tắc đảm bảo không được làm thay đổi sản lượng điện năng đo đếm trong chu kỳ giao dịch này và theo quy định về Quy trình tính toán thanh toán trong thị trường điện tại Phụ lục III Thông tư này.

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán tổng các khoản thanh toán điện năng thị trường của nhà máy điện (không bao gồm điện gió, điện mặt trời, điện sinh khối, thủy điện nhỏ) trong chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

Rg = Rsmp + Rbp + Rcon + Rdu

Trong đó:

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

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

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

Rcon: Khoản thanh toán cho phần sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ thanh toán (đồng);

Rdu: Khoản thanh toán cho phần sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ thanh toán (đồng).

2. Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán được xác định theo trình tự sau:

a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch i theo công thức sau:

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);

SMPi : 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).

b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

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).

3. Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường điện trong chu kỳ thanh toán được xác định theo trình tự sau:

a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

: Sản lượng điện năng có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm (kWh).

b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

Trong đó:

Rb: 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;

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

4. Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:

a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

Trong đó:

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

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

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

: Điện năng phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);

: Giá chào cao nhất tương ứng với dải công suất phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh). Đối với nhà máy thuỷ điện nếu giá chào này lớn hơn giá trần thị trường điện thì lấy bằng giá trần thị trường điện.

b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

Trong đó:

Rcon: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ thanh toán (đồng);

i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy điện phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ;

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

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

c) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố nguyên nhân phát sinh sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện do ràng buộc hệ thống điện.

5. Trường hợp nhà máy thuỷ điện được huy động do điều kiện ràng buộc phải phát và có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện hoặc được huy động công suất với dải chào giá cao hơn giá trần thị trường điện thì nhà máy được thanh toán cho phần sản lượng phát tương ứng trong chu kỳ đó bằng giá trần thị trường điện.

6. Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch.

a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

- Trường hợp sản lượng điện năng phát tăng thêm so với lệnh điều độ:

Trong đó:

: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

g: Tổ máy phát tăng thêm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;

G: Tổng số tổ máy phát tăng thêm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;

: Điện năng phát tăng thêm so với lệnh điều độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: Giá chào thấp nhất của tất cả các tổ máy trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).

- Trường hợp sản lượng điện năng phát giảm so với lệnh điều độ:

Trong đó:

: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

g: Tổ máy phát giảm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;

G: Tổng số tổ máy phát giảm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;

: Điện năng phát giảm so với lệnh điều độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

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

Pbp_i,max: Giá điện năng của tổ máy đắt nhất được thanh toán trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).

b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

Trong đó:

Rdu: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ thanh toán (đồng);

i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai khác so với lệnh điều độ;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch của của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai khác so với lệnh điều độ;

Rdui: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng).

7. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán điện năng thị trường của nhà máy điện gió, điện mặt trời, điện sinh khối, thủy điện nhỏ trong chu kỳ thanh toán theo công thức:

Trong đó:

Rg: Khoản thanh toán điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng) cho nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo;

Rsmp_i: 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);

Qmq_i: Sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện (kWh).

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

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

Điều 91. Khoản thanh toán theo giá công suất thị trường
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán công suất thị trường cho nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:

1. Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

Trong đó:

Rcan(i): Khoản thanh toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

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

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

2. Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

Trong đó:

Rcan: Khoản thanh toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);

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

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

Rcani : Khoản thanh toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng).

Điều 92. Khoản thanh toán sai khác trong hợp đồng mua bán điện

Căn cứ giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố, đơn vị phát điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện và gửi cho đơn vị mua điện theo quy định tại Điều 107 Thông tư này trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:

1. Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

Trong đó:

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

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

P­c: Giá hợp đồng mua bán điện (đồng/kWh);

FMP(i): Giá thị trường toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).

2. Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

Trong đó:

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

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

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

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

1. Sản lượng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều 78 Thông tư này.

2. Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch được xác định như sau:

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, công bố tỷ lệ mua điện từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện tương ứng của các nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện:

Trong đó:

X₁: Tỷ lệ điện năng mua theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (%);

Q_c(g,M): Sản lượng điện hợp đồng tháng M của nhà máy điện g được tính toán theo quy định tại Điều 17, Điều 38 và Điều 39 Thông tư này (kWh);

Q_ptdk(l,M): Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn dự báo tháng M do đơn vị mua buôn điện l cung cấp phục vụ lập kế hoạch vận hành tháng tới (kWh);

G: Tổng số nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện;

L: Tổng số đơn vị mua buôn điện.

b) Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

Q_m1(l,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

X₁: Tỷ lệ điện năng mua theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố theo quy định tại điểm a khoản này (%);

Q(l,i): Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này (kWh).

c) Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

Q_m2(l,g,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g ký hợp đồng trực tiếp (kWh);

Q(l,i): Sản lượng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này (kWh);

X₂(g,i): Tỷ lệ sản lượng điện năng (%) được tính toán theo công thức sau:

Trong đó:

Q_mq(g,i): Sản lượng điện năng giao tại điểm giao nhận trong chu kỳ giao dịch i trực tiếp tham gia thị trường điện của nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp với đơn vị mua buôn điện (kWh);

Q(l,i): Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này (kWh);

L: Tổng số đơn vị mua buôn điện;

k(i): Hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều 84 Thông tư này.

d) Tổng sản lượng điện năng mua từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

Q_m(l,i): Tổng sản lượng điện năng mua từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

Q_m1(l,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

Q_m2(l,g,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g ký hợp đồng trực tiếp (kWh);

G: Tổng số nhà máy điện ký hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện.

3. Tính toán khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định như sau:

a) Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ được xác định theo công thức sau:

C_m1(l,i) = CFMP(i) × Q_m1(l,i)

Trong đó:

C_m1(l,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);

CFMP(i): Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i, (đồng/kWh);

Q_m1(l,i): Tổng sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được tính toán theo quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều này (kWh).

b) Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện được xác định theo công thức sau:

C_m2(l,g,i) = CFMP(i) × Q_m2(l,g,i)

Trong đó:

g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;

C_m2(l,g,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i cho nhà máy điện g (đồng);

CFMP(i): Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

Q_m2(l,g,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g được tính toán theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều này (kWh).

c) Tổng chi phí mua điện từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo công thức sau:

Trong đó: C_m(l,i): Tổng chi phí mua điện từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

C_m1(l,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);

g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;

G: Tổng số nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;

C_m2(l,g,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g (đồng).

Điều 94. Tính toán khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán
Khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán được xác định như sau:

1. Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

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

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

TC_m1(l,M): Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);

C_m1(l,i): Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng, xác định tại điểm a khoản 3 Điều 93 Thông tư này (đồng).

2. Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của Đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán cho nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn điện được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

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

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

g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn điện;

TC_m2(l,g,M): Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của Đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn điện (đồng);

C_m2 (l,g,i): Tổng khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn điện (đồng);

UpliftM(g): Thành phần hiệu chỉnh giá thị trường điện giao ngay áp dụng cho Đơn vị mua buôn điện của nhà máy điện g trong chu kỳ thanh toán M do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán trên cơ sở các số liệu do Đơn vị phát điện cung cấp sau tháng vận hành theo công thức:

Trong đó:

g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;

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

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

L: Tổng số Đơn vị mua buôn điện;

Rg (M): Tổng các khoản thanh toán điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán M của nhà máy điện g theo bảng kê thanh toán thị trường điện tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phát hành được xác định theo quy định tại Điều 90 Thông tư này (đồng);

Rgcan (M): Tổng doanh thu theo giá công suất trong chu kỳ thanh toán M của nhà máy điện g theo bảng kê thanh toán thị trường điện tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phát hành được xác định theo quy định tại Điều 91 Thông tư này (đồng);

C_m2(l,g,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của Đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g được xác định tại điểm b khoản 3 Điều 93 Thông tư này (đồng);

Q_m2 (l,g,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của Đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g được xác định theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều 93 Thông tư này (kWh).

3. Tổng các khoản chi phí mua điện của đơn vị mua buôn điện theo thị trường điện giao ngay trong chu kỳ thanh toán được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

TC(l,M): Tổng các khoản chi phí mua điện của đơn vị mua buôn điện l theo thị trường điện giao ngay trong chu kỳ thanh toán M (đồng);

TC_m1(l,M): Khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng, được xác định tại khoản 1 Điều này (đồng);

g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;

G: Tổng số nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;

TC_m2(l,g,M): Khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ nhà máy điện g được xác định tại khoản 2 Điều này (đồng).

Điều 95. Tính toán khoản thanh toán sai khác theo hợp đồng mua bán điện của đơn vị mua buôn điện

Bên bán điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán sai khác theo hợp đồng mua bán điện trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:

1. Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

Trong đó:

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

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

P­c: Giá hợp đồng mua bán điện (đồng/kWh);

FMP_i: Giá thị trường toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).

2. Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

Trong đó:

: Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ thanh toán M (đồng);

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

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

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

Điều 96. Thanh toán cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán cho đơn vị phát điện cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp, bao gồm:  

1. Đối với phần sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện cung cấp dịch vụ điều chỉnh tần số trong chu kỳ giao dịch: Tính toán thanh toán theo quy định tại Điều 90 và Điều 91 Thông tư này.

2. Khoản thanh toán theo giá công suất CAN cho phần sản lượng tương ứng với phần công suất cung cấp cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp, cụ thể như sau:

Rđt(i) = CAN(i) × Qđt(i)

Trong đó:

Rđt(i): Khoản thanh toán theo giá công suất CAN cho phần sản lượng tương ứng với phần công suất cung cấp cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

CAN(i): Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

Qđt(i): Sản lượng tương ứng với phần công suất cung cấp cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của tổ máy trong chu kỳ giao dịch i đã quy đổi về vị trí đo đếm (kWh) và được xác định theo công thức sau:

Qđt = Max{Min ([Qcb – Qmq], Qđtcb), 0}

Trong đó:

Q_đtcb: Sản lượng tương ứng với công suất cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp công bố cho chu kỳ giao dịch tới của tổ máy được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

Q_cb: Sản lượng tương ứng với công suất công bố của tổ máy trong bản chào lập lịch của tổ máy được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

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

Trường hợp trong chu kỳ giao dịch thực tế, tổ máy không tham gia dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp hoặc tổ máy bị sự cố thì sản lượng tương ứng với phần công suất cung cấp cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong chu kỳ đó bằng không (Qđt = 0);