Thông tư 36/2025/TT-BCT sửa đổi Thông tư 16/2025/TT-BCT về thị trường bán buôn điện

Điều 1. Sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 16/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh

1. Sửa đổi khoản 2 Điều 3 như sau:

“2. 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;

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.”.

2. Bổ sung khoản 19a Điều 3 như sau:

“19a. 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 ngày 03 tháng 3 năm 2025 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 và Nghị định số 100/2025/NĐ-CP ngày 08 tháng 5 năm 2025 của Chính phủ sửa đổi, bổ sung Nghị định số 56/2025/NĐ-CP.”.

3. Sửa đổi điểm a, điểm b khoản 1 Điều 4 như sau:

“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 điện có công suất đặt từ 10 MW trở lên hết hạn hợp đồng mua bán điện theo chi phí tránh được, bao gồm cả nhà máy thủy điện bậc thang và nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo khác hết hạn hợp đồng mua bán điện theo các cơ chế giá khuyến khích, ưu đãi của Nhà nước;”.

4. Sửa đổi điểm c khoản 3 Điều 4 như sau:

“c) Nhà máy nhiệt điện khí có ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí;”.

5. Sửa đổi khoản 1 Điều 11 như sau:

“1. Đối với nhà máy điện đã được cấp giấy phép hoạt động điện lực và 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 (trừ các nhà máy thủy điện phối hợp vận hành với nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo quy định tại Khoản 4a Điều 133 Thông tư này), 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 phát điện chưa có thỏa thuận ngày vận hành thương mại, 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:

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

b) Đảm bảo 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);

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

6. Sửa đổi điểm c khoản 1 Điều 18 như sau:

“c) Ràng buộc về bao tiêu của các nhà máy điện;”

7. Sửa đổi khoản 3 và khoản 4 Điều 18 như sau:

“3. Trường hợp khi công tác vận hành hệ thống điện thỏa mãn điều kiện áp dụng 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 thực hiện ngừng, giảm huy động công suất phát lên lưới các nhà máy, tổ máy phát điện và các nguồn điện theo thứ tự sau:

a) Giảm công suất phát của 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;

b) Ngừng, giảm các nhà máy thủy điện chưa xả theo tỷ lệ dung tích còn lại so với dung tích hữu ích từ thấp đến cao;

c) Ngừng các tổ máy khởi động chậm theo thứ tự: Các tổ máy tự nguyện ngừng phát điện; Theo giá chào tổ máy (chỉ áp dụng cho khung lập lịch ngày tới, 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, ngừng tổ máy theo thứ tự chi phí khởi động từ thấp đến cao;

d) Giảm các nhà máy điện năng lượng tái tạo còn khả năng tích trữ;

đ) Ngừng, giảm các nhà máy điện có điều khoản thỏa thuận ngừng/giảm trước các nhà máy điện khác (điều kiện được quy định trong thỏa thuận đấu nối hoặc Hợp đồng mua bán điện);

e) Giảm một phần hoặc toàn bộ nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời nối lưới (trừ các nhà máy điện thuộc điểm k khoản này); hệ thống điện mặt trời mái nhà nối lưới trung áp; các nhà máy thủy điện được huy động theo cơ chế chi phí tránh được (trừ các nhà máy điện đang xả thuộc điểm i khoản này);

g) 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;

h) Ngừng tổ máy nhiệt điện của các Nhà máy nhiệt điện khí có ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí có chi phí biến đổi theo thứ tự từ cao đến thấp;

i) Giảm 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;

k) Giảm các nhà máy điện hoặc một phần nhà máy điện đang trong quá trình thử nghiệm trước khi được công nhận ngày vận hành thương mại.

4. Đối với các tổ máy phát điện của các nhà máy điện thuộc cùng một nhóm tại điểm e, điểm g, điểm i và điểm k 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”.”

8. Sửa đổi khoản 2 Điều 19 như sau:

“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 thuỷ văn, đặc tính kỹ thuật của nhà máy thuỷ 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 do Bộ Công Thương ban hành, ràng buộc về bao tiêu và các ràng buộc về dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.”.

9. Sửa đổi điểm b khoản 2 Điều 32 như sau:

“b) Các thông số đầu vào phục vụ tính toán lập kế hoạch vận hành thị trường năm, bao gồm:

- Phụ tải dự báo từng miền Bắc, Trung, Nam và cho toàn hệ thống điện quốc gia trong từng chu kỳ giao dịch;

- Các số liệu thủy văn và các ràng buộc vận hành của các hồ chứa thủy điện được dùng để tính toán mô phỏng thị trường điện;

- Tiến độ đưa nhà máy điện mới vào vận hành; Các thông số kỹ thuật và các ràng buộc vận hành về lưới điện truyền tải;

- Biểu đồ xuất, nhập khẩu điện dự kiến; Lịch bảo dưỡng, sửa chữa năm của nhà máy điện, lưới điện truyền tải và nguồn cấp khí lớn;

- Phụ tải dự báo của các đơn vị mua buôn điện trong từng chu kỳ giao dịch;

- Các ràng buộc về bao tiêu;

- Các ràng buộc huy động nguồn nhằm bảo đảm cung cấp điện, cấu hình nguồn tối thiểu đảm bảo vận hành an toàn lưới điện truyền tải.”.

10. Sửa đổi khoản 2 Điều 47 như sau:

“2. Công suất huy động dự kiến (hoặc dự báo) trong từng chu kỳ giao dịch trong ngày tới của các nhà máy điện tại khoản 3 Điều 4 Thông tư này, nguồn điện mặt trời mái nhà và các nhà máy điện không trực tiếp chào giá trên thị trường điện, trong đó có xét đến các ràng buộc về bao tiêu.”.

11. Sửa đổi khoản 14 Điều 54 như sau:

“14. Các ràng buộc về bao tiêu.”.

12. Sửa đổi khoản 1 Điều 58 như sau:

“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 và thực hiện điều chỉnh công suất huy động các nhà máy nhiệt điện khí bằng giải pháp tích áp để ưu tiên huy động công suất cao nhất có thể của các nhà máy nhiệt điện khí vào thời điểm cao điểm phụ tải của hệ thống điện.”.

13. Sửa đổi khoản 14 Điều 60 như sau:

“14. Các ràng buộc về bao tiêu.”.

14. Sửa đổi điểm a khoản 2 Điều 62 như sau:

“a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập lịch huy động các tổ máy theo nguyên tắc sau:

- Sử dụng bản chào tăng công suất của các tổ máy;

- Thực hiện điều chỉnh công suất huy động các nhà máy nhiệt điện khí bằng giải pháp tích áp để ưu tiên huy động công suất cao nhất có thể của các nhà máy nhiệt điện khí vào thời điểm cao điểm phụ tải của hệ thống điện;

- Các nhà máy nhiệt điện gián tiếp tham gia thị trường điện theo giá biến đổi;

- Các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh để bảo đảm cung cấp điện;

- Các nhà máy thủy điện gián tiếp tham gia thị trường điện theo tỷ lệ dung tích còn lại so với dung tích hữu ích từ cao đến thấp;

- Các tổ máy cung cấp dịch vụ vận hành phải phát để bảo đảm cung cấp điện;

- Giảm công suất dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp xuống mức thấp nhất cho phép.”.

15. Sửa đổi, bổ sung điểm a khoản 4 Điều 67 như sau:

“a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều độ, vận hành hệ thống điện theo các nguyên tắc sau:

- Đảm bảo hệ thống vận hành an toàn, ổn định, tin cậy với chi phí mua điện cho toàn hệ thống thấp nhất;

- Đảm bảo thực hiện các thoả thuận về sản lượng trong các hợp đồng xuất khẩu, nhập khẩu điện và ràng buộc về bao tiêu;

- Đảm bảo thực hiện các yêu cầu về cấp nước hạ du đối với các nhà máy thủy điện.”.

16. Bổ sung khoản 4 và khoản 5 Điều 132 như sau:

“4. Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu về bao tiêu quy định tại điểm a khoản 2 Điều 3 Thông tư này.

5. Đơn vị phát điện, đơn vị cung ứng nhiên liệu có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện số liệu về khả năng cấp khí, các yêu cầu ràng buộc về nhiên liệu của Nhà máy nhiệt điện có ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí để phục vụ tính toán sản lượng điện năng bao tiêu quy định tại điểm b khoản 2 Điều 3 Thông tư này căn cứ trên suất tiêu hao nhiên liệu được quy định tại hợp đồng mua bán điện.”.

17. Bổ sung khoản 4a Điều 133 như sau:

“4a. Trước ngày 01 tháng 6 năm 2026, Đơn vị phát điện sở hữu và quản lý vận hành 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, điểm b khoản 2 Điều 1 Thông tư số 08/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định chi phí phát điện của nhà máy điện trong giai đoạn chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh đối với một số loại hình nhà máy điện và quy định tại Phụ lục VI ban hành kèm theo Thông tư này có trách nhiệm:

a) Ký hợp đồng mua bán điện và hoàn thành các thủ tục, điều kiện để trực tiếp tham gia thị trường điện theo quy định;

b) Trong thời gian chưa trực tiếp tham gia thị trường điện, các nhà máy thủy điện này được huy động như nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện.”.

18. Sửa đổi khoản 8 Điều 13 Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư số 16/2025/TT-BCT như sau:

“8. Các ràng buộc về bao tiêu; trong đó mô phỏng ràng buộc đảm bảo sản lượng huy động từ ngày D đến cuối tuần hiện tại lớn hơn hoặc bằng sản lượng được phê duyệt theo kế hoạch vận hành hệ thống điện và thị trường điện tuần tới trừ đi sản lượng huy động thực tế từ đầu tuần và ước đến hết ngày D-1.”

19. Sửa đổi điểm i khoản 2 Điều 2 Phụ lục V ban hành kèm theo Thông tư số 16/2025/TT-BCT như sau:

“i) Hệ thống quản lý thông tin can thiệp thị trường điện và tạm ngừng hoạt động của thị trường điện giao ngay: Phục vụ quản lý các thông tin vận hành thị trường điện và hệ thống điện trong các trường hợp có can thiệp thị trường điện và tạm ngừng hoạt động của thị trường điện giao ngay.”

20. Sửa đổi điểm đ khoản 2 Điều 9 Phụ lục V ban hành kèm theo Thông tư số 16/2025/TT-BCT như sau:

“đ) Các ràng buộc trong vận hành, bao gồm: bao tiêu, giới hạn truyền tải liên kết vùng, cấu hình nguồn tối thiểu, kỹ thuật của hệ thống cung cấp nhiên liệu, thủy văn và các ràng buộc khác (nếu có);”.

21. Sửa đổi điểm g khoản 1 Điều 20 Phụ lục V ban hành kèm Thông tư số 16/2025/TT-BCT như sau:

“g) Lịch bảo dưỡng, sửa chữa năm của các nhà máy điện, lưới điện truyền tải và nguồn cấp khí lớn; các ràng buộc trong vận hành nguồn, lưới điện dẫn đến phải huy động một hoặc một vài nhà máy điện trong hệ thống; ràng buộc về bao tiêu;”.

22. Bổ sung Phụ lục VI vào Thông tư số 16/2025/TT-BCT tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này.

Điều 2. Bãi bỏ điểm, khoản, điều, Phụ lục của Thông tư số 16/2025/TT-BCT

1. Bãi bỏ điểm c, khoản 1 Điều 17.

2. Bãi bỏ khoản 15 Điều 54.

3. Bãi bỏ khoản 15 Điều 60.

4. Bãi bỏ khoản 9 Điều 13 Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư số 16/2025/TT-BCT.

Điều 3. Điều khoản thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực từ ngày 03 tháng 6 năm 2025.

2. Trong quá trình thực hiện nếu có phát sinh vướng mắc, tổ chức, cá nhân có trách nhiệm phản ánh về Bộ Công Thương để hướng dẫn thực hiện theo thẩm quyền hoặc xem xét sửa đổi, bổ sung cho phù hợp./.