Thông tư 29/2026/TT-BCT quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh

BỘ CÔNG THƯƠNG __________ Số: 29/2026/TT-BCT

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ______________________ Hà Nội, ngày 02 tháng 06 năm 2026

 

 

THÔNG TƯ

Quy định vận hành Thị trường bán buôn điện cạnh tranh

 

Căn cứ Luật Điện lực số 61/2024/QH15 được sửa đổi, bổ sung bởi Luật Năng lượng nguyên tử số 94/2025/QH15;

Căn cứ Nghị định số 40/2025/NĐ-CP ngày 26 tháng 02 năm 2025 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;

Theo đề nghị của Cục trưởng Cục 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:

1. 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; trách nhiệm của các đơn vị tham gia thị trường điện. 2. Quy mô khách hàng sử dụng điện lớn tham gia các trường hợp mua bán điện trực tiếp.

Điều 2. Đối tượng áp dụng

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

1. Đơn vị bán 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.

7. Đơn vị cung cấp nhiên liệu.

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 lưu trữ năng lượng nhằm bảo đảm vận hành an toàn, ổn định hệ thống điện.

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

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

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

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

6. Can thiệp thị trường điện là hành động thay đổi chế độ vận hành bình thường của thị trường điện mà Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải áp dụng để xử lý các tình huống quy định tại khoản 1 Điều 71 Thông tư này.

7. 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.

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

9. 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.

10. 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.

11. 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.

12. 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.

13. Công suất phát ổn định thấp nhất là công suất phát tối thiểu (Pmin) của một tổ máy của nhà máy điện được xác định là giá trị thấp hơn giữa Pmin được bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận, thống nhất trong hợp đồng mua bán điện và Pmin thực tế của tổ máy.

14. 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.

15. 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.

16. 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 quy định tại Nghị định số 57/2025/NĐ-CP của Chính phủ quy định cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn và các sửa đổi, bổ sung hoặc thay thế sau này.

17. Chu kỳ tính toán trong ngày vận hành D là 8 giờ/lần.

18. Dịch vụ phụ trợ là các dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp, khởi động nhanh, dự phòng vận hành phát điện để bảo đảm cung cấp điện, điều chỉnh điện áp và khởi động đen.

19. 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.

20. 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.

21. Đơn vị cung cấp 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.

22. Đơn vị bán buôn điện là đơn vị có chức năng mua buôn điện trên thị trường điện giao ngay và từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam để bán buôn, bán lẻ điện cho các tổ chức, cá nhân khác, 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).

23. 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 bán buôn điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

24. 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.

25. 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.

26. 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 bán buôn điện.

27. 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.

28. 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 bán buôn điện theo phạm vi quản lý số liệu đo đếm của đơn vị.

29. 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.

30. 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 (hiện nay là Công ty TNHH MTV Vận hành hệ thống điện và thị trường điện Quốc gia).

31. 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.

32. 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.

33. 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.

34. 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.

35. 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.

36. 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.

37. 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.

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

39. 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.

40. 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.

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

42. 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.

43. 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.

44. 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.

45. 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.

46. Hệ thống pin lưu trữ năng lượng (BESS, viết theo tiếng Anh là Battery Energy Storage System) là hệ thống bao gồm pin, bộ sạc, bộ điều khiển và các thiết bị khác đấu nối vào lưới điện để lưu trữ điện năng trong pin trong quá trình sạc và xả điện năng lưu trữ khi cần thiết

47. Hồ sơ xác nhận sự kiện tháng là hồ sơ được lập theo quy định tại Điều 6 của Phụ lục IV ban hành kèm theo 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. Hồ chứa nguy cơ xả là hồ chứa thủy điện trong các trường hợp sau:

a) Hồ chứa thủy điện có khả năng điều tiết dưới 02 ngày;

b) Hồ chứa thủy điện có khả năng điều tiết từ 02 ngày trở lên chưa xả nhưng nếu không được huy động phát điện theo khả dụng sẽ đạt mực nước dâng bình thường hoặc mực nước cao nhất cho phép theo quy trình liên hồ chứa trong thời gian dưới 02 ngày tiếp theo;

c) Hồ chứa thủy điện có thông báo xả điều tiết bằng văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền;

d) Hồ chứa thủy điện nằm trong vùng ảnh hưởng trực tiếp của bão, áp thấp nhiệt đới, các hình thái thời tiết nguy hiểm khác theo bản tin chính thức của Trung tâm dự báo khí tượng thủy văn Quốc gia hoặc Đài Khí tượng Thủy văn khu vực.

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

51. Khách hàng sử dụng điện lớn tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp là khách hàng sử dụng điện lớn thuộc đối tượng tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp theo quy định tại Nghị định số 57/2025/NĐ-CP của Chính phủ quy định cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn và các sửa đổi, bổ sung hoặc thay thế sau này, có sản lượng tiêu thụ điện bình quân tháng như sau:

a) Từ 20.000 kWh/tháng trở lên đối với cơ chế mua bán điện trực tiếp qua lưới điện kết nối riêng;

b) Từ 200.000 kWh/tháng trở lên đối với cơ chế mua bán điện trực tiếp qua lưới điện quốc gia.

52. Khung thời gian vận hành trong ngày bao gồm từ 00h00 đến 08h00, 08h00 đến 16h00 và 16h00 đến 24h00.

53. 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.

54. 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.

55. 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.

56. 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.

57. 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.

58. Lịch huy động trong ngày 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 với các khung thời gian vận hành trong ngày do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán, công bố.

59. 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.

60. 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.

61. 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.

62. 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, đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được Bộ Công Thương ban hành, đồng thời bảo đảm 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.

63. Mực nước tối ưu là mực nước thượng lưu của hồ chứa thủy điện vào thời điểm cuối mỗi tháng hoặc cuối mỗi tuần, bảo đảm 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.

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

65. Ngày D là ngày giao dịch hiện tại.

66. 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 về thực hiện quản lý nhu cầu điện được 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.

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

68. 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.

69. Nhà máy điện mới tốt nhất là nhà máy nhiệt điện mới đưa vào vận hành có giá phát điện bình quân tính toán cho năm tới thấp nhất và giá hợp đồng mua bán điện được thỏa thuận căn cứ theo giá dịch vụ phát điện quy định 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 được Bộ Công Thương ban hành 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 được Bộ Công Thương ban hành. Nhà máy điện mới tốt nhất được lựa chọn hằng năm để sử dụng trong tính toán giá công suất thị trường.

70. Nhà máy nhiệt điện khí có ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí là dự án nhiệt điện khí sử dụng khí thiên nhiên khai thác trong nước được đầu tư, xây dựng và đi vào vận hành theo quy định tại Luật Điện lực, Nghị định số 56/2025/NĐ-CP của Chính phủ quy định chi tiết một số điều của Luật Điện lực 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 được sửa đổi, bổ sung bởi Nghị định số 100/2025/NĐ-CP và các sửa đổi, bổ sung hoặc thay thế sau này.

71. 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.

72. 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 bán buôn điện theo quy định tại khoản 2 Điều 40 Thông tư này.

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

74. 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.

75. 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, trong ngày và chu kỳ giao dịch tới cho các tổ máy phát điện trong thị trường điện.

76. 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.

77. 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.

78. Sản lượng điện năng bao tiêu (sau đây viết tắt là bao tiêu), bao gồm:

a) Sản lượng điện năng cam kết mua tối thiểu trong các Hợp đồng mua bán điện thuộc bộ hợp đồng dự án nhà máy điện đầu tư theo phương thức đối tác công tư áp dụng loại hợp đồng xây dựng - kinh doanh - chuyển giao (BOT) hoặc các thỏa thuận bổ sung của đơn vị mua điện với đơn vị phát điện BOT, sản lượng điện cam kết huy động trong các hợp đồng nhập khẩu điện (nếu có);

b) Sản lượng điện năng được vận hành, huy động tương ứng với mức tối đa theo khả năng cấp khí, đáp ứng yêu cầu ràng buộc về nhiên liệu, công suất và sản lượng phát điện khả dụng của Nhà máy nhiệt điện khí có ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí, nhu cầu và ràng buộc kỹ thuật của hệ thống điện quốc gia.

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

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

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

82. 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.

83. 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.

84. Thời điểm chấm dứt chào giá là thời điểm mà sau đó các đơn vị phát điện không được phép thay đổi bản chào giá, trừ các trường hợp được quy định tại Điều 49 Thông tư này. Trong thị trường điện, thời điểm chấm dứt chào giá cho ngày D là 11h30 của ngày D-1, cho khung thời gian vận hành trong ngày là trước 8 giờ của thời điểm bắt đầu, cho vận hành chu kỳ tới là trước 30 phút của thời điểm bắt đầu.

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

86. 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, trừ trường hợp quy định tại khoản 7 Điều 2 Thông tư này.

87. 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.

88. 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.

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

90. 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.

91. 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.

92. 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.

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

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

95. Tuần là tuần hiện tại vận hành thị trường điện.

96. 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.

97. 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 được Bộ Công Thương ban hành và các quy định khác của pháp luật có liên quan.

98. 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 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. Trừ các nhà máy điện được quy định tại khoản 2, khoản 3 Điều này, 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, bao gồm:

a) Nhà máy điện có công suất đặt lớn hơn 30 MW đấu nối vào hệ thống điện quốc gia (bao gồm các nhà máy điện BOT hết hạn hợp đồng và được chuyển giao cho Việt Nam, nhà máy thủy điện phối hợp vận hành với nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo quy định tại điểm b khoản 4 Điều 51 Luật Điện lực);

b) Nhà máy thủy điện có công suất đặt từ 10 MW trở lên hết hạn hợp đồng mua bán điện theo chi phí tránh được, bao gồm nhà máy thủy điện bậc thang;

c) Nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo khác có công suất đặt từ 10 MW trở lên hết hạn hợp đồng mua bán điện theo các cơ chế giá khuyến khích, ưu đãi của Nhà nước;

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

2. Các nhà máy điện không quy định tại khoản 1 Điều này được quyền lựa chọn 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 nhiệt điện khí có ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí;

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

d) Các nguồn điện nhập khẩu;

đ) Nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo khác (trừ trường hợp quy định tại khoản 1, khoản 2 Điều này) và nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp qua lưới điện liên kết riêng theo quy định;

e) 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);

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

h) Các nhà máy điện năng lượng tái tạo vận hành theo cơ chế chi phí tránh được còn hiệu lực hợp đồng mua bán điện;

i) Nhà máy thủy điện tích năng;

k) Hệ thống pin lưu trữ năng lượng độc lập phục vụ nhu cầu hệ thống điện quốc gia.

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 Cục 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 bán buôn điện

1. Đơn vị bán 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 77 Thông tư này.

2. Đơn vị bán 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, quản lý vận hành 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 25 tháng M-l;

b) Từ ngày đầu tiên của tháng M+l nếu ngày vận hành thương mại của nhà máy điện được công nhận từ ngày 25 đến ngày cuối cùng của tháng M-l.

2. Đơn vị phát điện sở hữu, quản lý vận hành nhà máy điện khi hết hạn hợp đồng mua bán điện 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 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 được Bộ Công Thương ban hành trước ngày 25 tháng M-l;

b) Từ ngày đầu tiên của tháng M+l nếu ngày ký kết hợp đồng mua bán điện theo 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 từ ngày 25 đến ngày cuối cùng của tháng M-l, trừ trường hợp Đơn vị phát điện tự nguyện đăng ký tham gia thị trường điện từ ngày đầu tiên của tháng M khi đã đáp ứng đầy đủ các điều kiện theo quy định.

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

Điều 7. Đăng ký tham gia thị trường điện đối với Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và Đơn vị bán 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 công nhận ngày vận hành thương mại của nhà máy điện được các bên thỏa thuận trong hợp đồng mua bán 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 bán buôn điện

a) Đơn vị bán 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 bán 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 bán 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 Cục Điện lực các trường hợp đăng ký tham gia thị trường điện, bắt đầu tham gia thị trường điện hoặc không thực hiện đăng ký tham gia thị trường điện theo quy định.

8. Định kỳ hằng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật, tổng hợp và báo cáo Cục Điện lực khi có đơn vị 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 đánh giá hồ sơ đăng ký tham gia của các đơn vị thành viên mới, hoặc không thực hiện đăng ký tham gia thị trường điện theo quy định, 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, quản lý vận hành 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 bán 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 chấm dứt tham gia thị trường điện của đơn vị phát điện hoặc Đơn vị bán 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 hành 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 Cục 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, các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện

1. Đối với các nhà máy chưa được cấp giấy phép hoạt động điện lực hoặc giấy phép hoạt động điện lực hết thời hạn hoặc giấy phép hoạt động điện lực bị thu hồi, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không huy động nhà máy điện này phát điện lên hệ thống điện quốc gia, trừ trường hợp xảy ra các tình huống cấp bách đe dọa nghiêm trọng đến khả năng bảo đảm cung cấp điện và được Bộ trưởng Bộ Công Thương chấp thuận theo quy định.

2. Đối với nhà máy điện hoặc tổ máy của nhà máy điện đã được cấp giấy phép hoạt động điện lực:

a) Trong các trường hợp: phải tham gia thị trường điện theo quy định tại Điều 4 Thông tư này nhưng đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện này không hoàn thành đăng ký tham gia thị trường điện; các nhà máy điện không có Hợp đồng mua bán điện (trừ các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu); các nhà máy điện có Hợp đồng mua bán điện nhưng chưa có giá điện chính thức hoặc giá điện hết hiệu lực; các tổ máy điện chưa có thỏa thuận ngày vận hành thương mại hoặc chưa vào vận hành chính thức, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không huy động nhà máy điện này phát điện lên hệ thống điện quốc gia, trừ các trường hợp sau:

- Xảy ra tình trạng hệ thống điện mất cân bằng cung cầu hoặc để bảo đảm cung cấp điện;

- Bảo đảm yêu cầu về nhu cầu cấp nước hạ du theo quy định của quy trình vận hành liên hồ chứa, quy trình vận hành đơn hồ hoặc theo yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền (đối với các nhà máy thủy điện);

- Chống xả tràn (đối với các nhà máy thủy điện).

b) Đối với các nhà máy điện đã có thỏa thuận ngày vận hành thương mại, đã nộp hồ sơ 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;

c) Đối với các tổ máy của nhà máy điện đã có thỏa thuận ngày vận hành thương mại hoặc đã vào vận hành chính thức; các tổ máy còn lại chưa đóng điện lần đầu hoặc vẫn trong quá trình thử nghiệm để đưa vào vận hành thương mại, vận hành chính thức: huy động như nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện.

3. 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, quản lý vận hành nhà máy điện, tổ máy điện của 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 của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để bảo đảm vận hành thị trường điện ổn định, cạnh tranh hiệu quả, vận hành hệ thống điện ổn định, an toàn và tin cậy.

5. Các đơn vị phát điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị cung cấp nhiên liệu bảo đảm đủ nhiên liệu sơ cấp đáp ứng nhu cầu vận hành, huy động trong hệ thống điện quốc gia; thực hiện chào giá bảo đảm các ràng buộc nhiên liệu và vận hành an toàn hệ thống cung cấp nhiên liệu.

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 bán 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 hằng năm, điều chỉnh hằng 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 thủy điện

a) Giá trần bản chào của tổ máy thủy điện được quy định tại Điều 44 Thông tư này;

b) Giá sàn bản chào của tổ máy thủy 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 bảo đảm 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%;

c) Đối với sản lượng điện hợp đồng dài hạn:

- Hằng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các kịch bản sản lượng điện hợp đồng dài hạn cho giai đoạn 5 năm tiếp theo trên cơ sở: cập nhật dự báo nhu cầu phụ tải hệ thống điện quốc gia và từng miền; công suất khả dụng và sản lượng điện huy động dự kiến của các nhà máy điện trong hệ thống điện quốc gia; các ràng buộc về bao tiêu (nếu có); quy hoạch phát triển điện lực đã được phê duyệt; giá điện dự kiến của các nhà máy do Đơn vị mua điện cung cấp; các số liệu đầu vào phù hợp khác;

- Căn cứ các kịch bản sản lượng điện hợp đồng dài hạn do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán, Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện có trách nhiệm đàm phán, thống nhất sản lượng điện hợp đồng dài hạn trong hợp đồng mua bán điện;

- Việc lựa chọn phương án sản lượng điện hợp đồng dài hạn phải bảo đảm tính minh bạch, hợp lý, phù hợp với kế hoạch phát triển hệ thống điện và mục tiêu vận hành an toàn, ổn định, tin cậy và tối ưu kinh tế - kỹ thuật của hệ thống điện quốc gia;

- Sản lượng điện hợp đồng dài hạn sau khi được thống nhất phải được phân bổ thành sản lượng điện hợp đồng năm và tháng, gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để thực hiện phân bổ vào các chu kỳ giao dịch theo quy định tại Thông tư này.

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 bố sản lượng điện hợp đồng vào từng chu kỳ giao dịch theo quy định tại khoản 3 Điều 38 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 38 Thông tư này, đồng thời phân bổ vào từng chu kỳ giao dịch theo quy định tại khoản 3 Điều 38 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 38 Thông tư này và sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch theo quy định tại khoản 3 Điều 38 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 bán buôn điện và nhà máy điện đã ký hợp đồng với Đơn vị bán 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 40 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 38 Thông tư này, đồng thời phân bổ vào từng chu kỳ giao dịch theo quy định tại Điều 40 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 thỏa 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 38 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 38 và Điều 40 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 bán 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 Cục Điện lực và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 20 tháng 11 hằng 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 Cục 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, Cục 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 38 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 38 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 37 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 39 và Điều 40 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 39 Thông tư này.

Điều 18. Vận hành, huy động nguồn điện

1. Vận hành, huy động nguồn điện trong hệ thống điện tuân thủ các yêu cầu sau:

a) Bảo đảm hệ thống điện vận hành an toàn, ổn định, tin cậy, liên tục và đáp ứng nhu cầu phụ tải điện;

b) Bảo đảm các ràng buộc kỹ thuật trên hệ thống điện, hệ thống cung cấp nhiên liệu sơ cấp, bao gồm:

- Yêu cầu kỹ thuật của hệ thống điện và tiêu chuẩn vận hành của các thiết bị điện, bảo đảm chế độ điện áp, tần số, ổn định lưới điện theo quy định tại Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng được Bộ Công Thương ban hành;

- Ràng buộc kỹ thuật của hệ thống cung cấp nhiên liệu sơ cấp được đơn vị cung cấp nhiên liệu cung cấp và công bố;

- Yêu cầu cấp nước hạ du hoặc ràng buộc mực 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;

c) Ưu tiên các chương trình thử nghiệm để đưa tổ máy, nhà máy điện vào vận hành chính thức;

d) Ưu tiên các nhà máy thủy điện trong vùng ảnh hưởng trực tiếp của bão, áp thấp nhiệt đới, các hình thái thời tiết nguy hiểm khác để bảo đảm an toàn công trình và vùng hạ du;

đ) Bảo đảm các ràng buộc về bao tiêu, các ràng buộc tiêu thụ nhiên liệu sơ cấp cho phát điện được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt (nếu có);

e) Tối ưu kinh tế - kỹ thuật của hệ thống điện.

2. Các trường hợp xảy ra quá tải, thừa nguồn trong hệ thống điện:

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 bảo đảm 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 nguy cơ 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 bảo đảm 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.

3. Trường hợp xảy ra quá tải, thừa nguồn trong hệ thống điện quy định tại khoản 2 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phối hợp với các cấp điều độ tuân thủ các quy định tại khoản 1 Điều này, đồng thời thực hiện điều chỉnh công suất huy động theo thứ tự sau:

a) Vận hành các hệ thống pin lưu trữ năng lượng còn khả năng để nhận điện từ các nguồn điện khi thừa nguồn hoặc quá tải để tích trữ và phát điện khi hệ thống điện có nhu cầu;

b) Giảm công suất phát các tổ máy nhiệt điện có chi phí biến đổi theo thứ tự từ cao đến thấp, trừ các tổ máy nhiệt điện của các Nhà máy nhiệt điện khí có ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí và các nhà máy nhiệt điện có ràng buộc về bao tiêu;

c) Giảm công suất phát, ngừng tổ máy của các nhà máy thủy điện chưa xả (trừ các nhà máy thủy điện nguy cơ xả tại điểm i) theo tỷ lệ dung tích còn lại so với dung tích được phép tích giữ từ thấp đến cao, trừ các tổ máy của các nhà máy thủy điện nhập khẩu có ràng buộc về bao tiêu;

d) Ngừng các tổ máy nhiệt điện khởi động chậm theo thứ tự: các tổ máy tự nguyện ngừng phát điện; các tổ máy không có khả năng hỗ trợ cho hệ thống điện trong việc chống quá tải, bảo đảm điện áp; theo giá chào tổ máy (chỉ áp dụng cho khung lập lịch ngày tới, trong ngày và chu kỳ tới); theo chi phí biến đổi thứ tự từ cao đến thấp, trường hợp các tổ máy khởi động chậm có cùng chi phí biến đổi thì ngừng tổ máy theo thứ tự chi phí khởi động từ thấp đến cao;

đ) Giảm công suất phát các nhà máy điện sinh khối;

e) Giảm công suất phát, ngừng các tổ máy, các nhà máy điện có điều khoản thỏa thuận giảm, ngừng trước các nhà máy điện khác (điều kiện được quy định trong thỏa thuận đấu nối hoặc Hợp đồng mua bán điện);

g) Giảm công suất phát một phần hoặc toàn bộ nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời nối lưới, hệ thống điện mặt trời mái nhà nối lưới trung áp, trừ các nhà máy điện thuộc điểm n khoản này và các nhà máy điện năng lượng tái tạo nhập khẩu có ràng buộc về bao tiêu;

h) Giảm công suất phát các nhà máy điện rác còn khả năng tích trữ nhiên liệu sơ cấp;

i) Giảm công suất phát của các tổ máy nhiệt điện của các Nhà máy nhiệt điện khí có ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí, các nhà máy điện có ràng buộc về bao tiêu;

k) Giảm, ngừng phần công suất chào giá sàn của các nhà máy thủy điện trực tiếp tham gia thị trường điện và các nhà máy thủy điện gián tiếp tham gia thị trường điện có nguy cơ xả theo tỷ lệ dung tích còn lại so với dung tích được phép tích giữ từ thấp đến cao và có xét đến đặc điểm vận hành tổ máy, tính chất đặc thù hồ chứa và ảnh hưởng tới vùng hạ du của hồ chứa;

l) Ngừng tổ máy nhiệt điện của các Nhà máy nhiệt điện khí có ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí, các nhà máy điện có ràng buộc về bao tiêu nhiên liệu có chi phí biến đổi theo thứ tự từ cao đến thấp trong đó có xét đến đặc điểm vận hành của từng loại hình nguồn, khả năng hỗ trợ cho hệ thống trong việc chống quá tải và bảo đảm điện áp;

m) Giảm công suất phát của các nhà máy thủy điện trực tiếp tham gia thị trường điện đang xả chào giá sàn và các nhà máy thủy điện gián tiếp tham gia thị trường điện đang xả;

n) Giảm công suất phát của các nhà máy điện hoặc một phần nhà máy điện đang trong quá trình thử nghiệm để được công nhận ngày vận hành thương mại hoặc vào vận hành chính thức.

4. Đối với các tổ máy phát điện của các nhà máy điện thuộc cùng một nhóm tại điểm đ, điểm g, điểm h, điểm i, điểm l và điểm m khoản 3 Điều này, việc giảm công suất phát được thực hiện theo nguyên tắc phân bổ đều công suất cần giảm theo tỷ lệ công suất định mức, công suất khả dụng, công suất công bố hoặc công suất dự báo (tùy theo loại hình nguồn điện và phương thức điều độ), không phân biệt theo tiêu chí giá.

5. Khi xảy ra quá tải, thừa nguồn trong hệ thống điện và cần phải điều chỉnh công suất huy động trong hệ thống điện theo khoản 3 Điều này:

a) Không thực hiện ngừng, giảm các nhà máy thủy điện phải huy động để bảo đảm an toàn công trình và vùng hạ du do ảnh hưởng trực tiếp của bão, áp thấp nhiệt đới, các hình thái thời tiết nguy hiểm khác theo bản tin chính thức của Trung tâm dự báo khí tượng thủy văn Quốc gia hoặc Đài khí tượng thủy văn khu vực;

b) Thực hiện giảm đồng đều giữa các loại hình nguồn năng lượng tái tạo và các nguồn thủy điện đang xả khi lượng công suất dư thừa lớn, diễn ra nhiều chu kỳ trong ngày và kéo dài một số ngày liên tục.

6. Thông tin Hợp đồng mua bán điện

a) Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp các thông tin ràng buộc về bao tiêu, đặc tính kỹ thuật, ràng buộc vận hành tại hợp đồng mua bán điện và các thông tin sửa đổi, bổ sung liên quan đã được thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị mua điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để phục vụ công tác lập kế hoạch, điều độ, vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng các thông tin được cung cấp quy định tại điểm a khoản này đúng mục đích cho công tác vận hành, huy động các tổ máy, nhà máy điện trong hệ thống điện quốc gia và bảo đảm các quy định về bảo mật thông tin theo quy định.

 

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 chính 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.

Chi tiết các nội dung trong kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới theo quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường điện để tính toán các nội dung quy định tại khoản 1 Điều này. Thông số đầu vào sử dụng trong mô phỏng thị trường điện của các tổ máy nhiệt điện là chi phí biến đổi của tổ máy được xác định tại khoản 3 Điều này, các đặc tính thủy văn, đặc tính kỹ thuật của nhà máy thủy điện, các ràng buộc theo quy định về lập phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia theo Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được Bộ Công Thương ban hành, ràng buộc về bao tiêu và các ràng buộc về dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.

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 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. 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 vc£ (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 cấp nhiên liệu có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị 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 bán buôn điện và các đơn vị khác có liên quan về kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới.ị

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 Cục 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, Cục 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 thủy điện

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

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

b) Nhóm nhà máy thủy điện bậc thang;

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

d) Nhà máy thủy 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, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện 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. Hằng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân loại, cập nhật danh sách nhà máy thủy điện quy định tại khoản 1 Điều này.

Điều 21. Dự báo nhu cầu phụ tải điện 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 nhu cầu phụ tải điện 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 được Bộ Công Thương ban hành. Các số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện phục vụ lập kế hoạch vận hành năm tới bao gồm:

a) Tổng nhu cầu phụ tải điện 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 điện các ngày điển hình của hệ thống điện 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. Trường hợp có nhiều phương án, kịch bản dự báo nhu cầu phụ tải điện trong báo cáo tính toán kế hoạch, phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia năm và được Bộ Công Thương phê duyệt, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và lựa chọn một phương án dự báo nhu cầu phụ tải điện để lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới theo một trong các phương án sau đây:

a) Phương án dự báo nhu cầu phụ tải điện có tỷ lệ tăng trưởng cao hơn và gần nhất so với tốc độ tăng trưởng phụ tải bình quân 03 năm gần nhất. Khi xác định tốc độ tăng trưởng phụ tải bình quân 03 năm được phép loại trừ các năm có biến động bất thường do ảnh hưởng của các sự kiện bất khả kháng (thiên tai, dịch bệnh,...);

b) Phương án dự báo nhu cầu phụ tải điện trên cơ sở tổng hợp dự báo từ các Tổng công ty Điện lực, có xét đến tác động của các loại hình nguồn điện phân tán như thủy điện nhỏ, điện mặt trời mái nhà, sản lượng điện mua bán qua cơ chế mua bán điện trực tiếp.

3. Đơn vị bán buôn điện có trách nhiệm dự báo nhu cầu phụ tải điện 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 được 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 được 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 điện 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 điện có hệ số tải trung bình năm lớn hơn hoặc bằng 60%;

b) Nhóm nhà máy chạy lưng: bao gồm các nhà máy 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 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 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 K_DC ⁼ 5%; nhà máy nhiệt điện chạy đỉnh K_DC ⁼ 20%;

P_NLC Giá nhiên liệu chính (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) của tổ máy nhiệt điện (đồng/kCal; đồng/BTU hoặc đồng/kg);

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

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 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 K_DC = 0%; nhà máy nhiệt điện chạy lưng K_DC = 5%; nhà máy nhiệt điện chạy đỉnh K_DC = 20%;

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

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

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

Điều 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 của hệ thống điện và thị trường điện, 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 với mục tiêu thu hồi đủ chi phí phát điện, khuyến khích các nhà máy điện tham gia thị trường điện.

LuatVietnam đang cập nhật nội dung bản Word của văn bản…