BỘ CÔNG THƯƠNG
--------

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------

Số: /TT-BCT

Hà Nội, ngày tháng năm

DỰ THẢO 1
(11/2016)

 

 

THÔNG TƯ

QUY ĐỊNH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN CẠNH TRANH

Căn cứ Luật Điện lực ngày 03 tháng 12 năm 2004; Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực ngày 20 tháng 11 năm 2012;

Căn cứ Nghị định số 95/2012/NĐ-CP ngày 12 tháng 11 năm 2012 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;

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

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

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

QUY ĐỊNH CHUNG

·Phạm vi điều chỉnh

Thông tư này quy định về vận hành và quản lý Thị trường bán buôn điện cạnh tranh và vai trò, trách nhiệm của các đơn vị trong vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

·Đối tượng áp dụng

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

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

·Các đơn vị phát điện, đơn vị đại diện giao dịch;

·Đơn vị mua buôn điện;

·Khách hàng sử dụng điện lớn tham gia thị trường bán buôn điện;

·Đơn vị xuất nhập, khẩu điện;

·Đơn vị truyền tải điện;

·Đơn vị phân phối điện;

·Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng.

·Giải thích từ ngữ

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

·         Bản chào giá là bản chào bán điện năng lên thị trường điện của mỗi 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.

·Bản chào giá lập lịch là bản chào giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng để tính toán lịch huy động ngày tới, chu kỳ giao dịch tới.

·Chu kỳ chào giá lại là khoảng thời gian 6 tiếng, tính từ 00h00 hoặc 6h00 hoặc 12h00 hoặc 18h00 trong mỗi ngày giao dịch.

·Chu kỳ điều độ là khoảng thời gian, tính theo phút, được áp dụng để tính toán điều độ tối ưu các tổ máy phát điện, xác định mức công suất điều độ của các tổ máy phát điện làm cơ sở để thực hiện điều độ hệ thống điện trong thời gian thực.

·Chu kỳ giao dịch là khoảng thời gian, tính theo phút, được áp dụng để xác định sản lượng điện năng và tính toán giá điện năng thị trường cho các giao dịch mua bán điện trên thị trường giao ngay.

·         Chu kỳ thanh toán là khoảng thời gian, tính theo tuần, được áp dụng để xác định và tổng hợp các khoản thanh toán cho các giao dịch mua bán điện, dịch vụ phụ trợ đã thực hiện trên thị trường giao ngay, phục vụ lập các bảng kê thanh toán và hồ sơ thanh toán.

·Dịch vụ phụ trợ là các dịch vụ điều chỉnh tần số, dự phòng quay, dự phòng khởi động nhanh, vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện, điều chỉnh điện áp và khởi động đen.

·Đơn vị đại diện giao dịch là đơn vị quản lý hợp đồng mua bán điện với các đơn vị phát điện sở hữu các nhà máy điện gián tiếp tham gia hoặc không tham gia thị trường bán buôn điện (các nguồn năng lượng tái tạo, nguồn điện nhập khẩu, các nguồn điện nhỏ có công suất dưới 30 MW…) và đại diện cho các đơn vị phát điện này thực hiện các giao dịch bán điện năng phát từ các nhà máy điện cho các đơn vị mua điện thông qua thị trường điện giao ngay. Trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh, Đơn vị đại diện giao dịch là Tập đoàn Điện lực Việt Nam (Công ty Mua bán điện).

·Đơn vị mua điện là đơn vị tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh với vai trò là bên mua điện từ thị trường điện giao ngay, bao gồm đơn vị mua buôn điện và khách hàng sử dụng điện lớn tham gia thị trường bán buôn điện.

·         Đơn vị mua buôn điện là đơn vị điện lực có chức năng mua buôn điện trên thị trường giao ngay trong Thị trường bán buôn điện (tại các điểm giao nhận giữa lưới truyền tải điện và lưới phân phối điện, và tại các điện giao nhận với các nhà máy điện trên lưới phân phối) để bán buôn điện, bán lẻ điện cho khách hàng. Trong giai đoạn đầu vận hành Thị trường bán buôn điện, đơn vị mua buôn điện 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).

·Đơn vị nhập khẩu điện là đơn vị điện lực có chức năng quản lý các hợp đồng nhập khẩu điện với điểm giao nhận nhập khẩu nằm trên lưới điện truyền tải.

·Đơn vị phân phối điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối điện.

·Đơn vị phát điện là đơn vị điện lực sở hữu, quản lý một (hoặc nhiều) nhà máy điện đấu nối vào lưới điện quốc gia.

·Đơn vị phát điện giao dịch trực tiếp là đơn vị phát điện trực tiếp thực hiện giao dịch bán điện nhà máy điện này trong Thị trường bán buôn điện.

·Đơn vị phát điện không tham gia thị trường là đơn vị sở hữu nhà máy điện thuộc diện không phải tham gia Thị trường bán buôn điện.

·Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng là đơn vị cung cấp, lắp đặt, quản lý vận hành hệ thống thu thập, xử lý, lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và mạng đường truyền thông tin phục vụ thị trường điện.

·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 đầu tư, quản lý, vận hành lưới điện truyền tải quốc gia.

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện là đơn vị chỉ huy, điều khiển quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia, quản lý, điều phối các giao dịch mua bán điện và dịch vụ phụ trợ trên thị trường điện.

·Đơn vị xuất khẩu điện là đơn vị điện lực có chức năng quản lý các hợp đồng xuất khẩu điện với điểm giao nhận xuất khẩu nằm trên lưới điện truyền tải.

·Giá công suất thị trường là mức giá cho một đơn vị công suất tác dụng xác định cho mỗi chu kỳ giao dịch, áp dụng để tính toán thanh toán công suất trên thị trường giao ngay trong Thị trường bán buôn điện.

·Giá điện năng thị trường là mức giá điện năng xác định cho mỗi chu kỳ giao dịch áp dụng để tính toán khoản thanh toán điện năng trên thị trường giao ngay trong Thị trường bán buôn điện.

·Giá sàn bản chào là mức giá thấp nhất mà đơn vị phát điện giao dịch trực tiếp hoặc đơn vị đại diện giao dịch được phép chào sản lượng của tổ máy phát điện của đơn vị đó trên thị trường giao ngay của thị trường bán buôn điện.

·Giá trần bản chào là mức giá cao nhất mà đơn vị phát điện giao dịch trực tiếp hoặc đơn vị đại diện giao dịch được phép chào bán sản lượng của tổ máy phát điện của đơn vị đó trên thị trường giao ngay của thị trường bán buôn điện.

·         Giá trần thị trường điện là giá trị lớn nhất có thể đạt được của giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện được áp dụng trong tính toán giá điện năng thị trường giao ngay, do Cục Điều tiết điện lực quy định hàng năm.

·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.

·Khách hàng sử dụng điện lớn là khách hàng sử dụng điện cuối cùng đáp ứng các tiêu chí do Bộ Công Thương quy định hàng năm để tham gia vào thị trường bán buôn điện. Tại thời điểm chính thức vận hành Thị trường bán buôn điện, khách hàng sử dụng điện lớn là các khách hàng sử dụng điện ở cấp điện áp từ 110 kV trở lên đấu nối trực tiếp vào hệ thống điện truyền tải.

·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.

·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 về giới hạn công suất truyền tải trên lưới điện.

·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.

·Mô hình thị trường tập trung toàn phần chào giá theo chi phí (Cost-Based Pool) là mô hình thị trường điện trong đó bắt buộc tất cả các nhà máy điện phải chào bán lên thị trường giao ngay toàn bộ công suất sẵn sàng theo chi phí biến đổi (hoặc giá trị tương đương đối với nhiệt điện) và có cơ chế thanh toán công suất để đảm bảo các nhà máy điện có khả năng thu hồi đủ chi phí cố định và biến đổi.

·Mô hình thị trường tập trung toàn phần chào giá tự do (PBP- Price-Based Pool) là mô hình thị trường điện trong đó bắt buộc tất cả các nhà máy điện phải chào bán toàn bộ công suất sẵn sàng lên thị trường giao ngay để thu hồi chi phí cố định và biến đổi thông qua giá thị trường giao ngay, và không có cơ chế thanh toán công suất riêng cho các đơn vị phát điện.

·         Mức nước giới hạn là mức 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 trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

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

·Ngày D là ngày giao dịch hiện tại tính theo dương lịch.

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

·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, được tính toán lựa chọn hàng năm để sử dụng trong tính toán giá công suất thị trường.

·Nhóm nhà máy thủy điện bậc thang là 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 nước lớn hơn 01 tuần.

·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 nhà đầu tư và cơ quan nhà nước có thẩm quyền.

·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 bán buôn điện.

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

·Thị trường bán buôn điện là Thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam, tương ứng với cấp độ 2 quy định tại Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg ngày 08 tháng 11 năm 2013 của Thủ tướng Chính phủ.

·         Thừa công suất là tình huống khi tổng lượng công suất được chào ở mức giá sàn của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và công suất huy động dự kiến của các tổ máy bán điều độ và của tổ máy không thể điều độ trong chu kỳ giao dịch lớn hơn phụ tải hệ thống điện dự báo.

·Tổ máy bán điều độ là tổ máy chỉ có thể giảm công suất theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, nhưng không có khả năng điều chỉnh công suất phát tăng theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

·Tổ máy có thể điều độ là tổ máy có thể nhận lệnh điều độ từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và điều chỉnh công suất phát để đạt mức công suất theo lệnh điều độ trong quá trình điều độ hệ thống điện thời gian thực.

·Tổ máy không thể điều độ là tổ máy không có khả năng điều chỉnh công suất phát theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong quá trình điều độ hệ thống điện thời gian thực.

·Tổ máy ràng buộc phải phát là tổ máy phải phát tăng thêm dải công suất có giá chào cao hơn giá điện năng thị trường hoặc không được huy động dải công suất có giá chào thấp hơn giá thị trường điện năng do các ràng buộc về nghẽn mạch trên lưới điện.

·Nút giao dịch mua bán điện trong Thị trường bán buôn điện

·Các nút giao dịch mua bán điện của từng đối tượng đơn vị thành viên tham gia thị trường bán buôn điện bao gồm:

·Đối với đơn vị phát điện hoặc đơn vị đại diện giao dịch, nút giao dịch của đơn vị này được tính tại điểm giao nhận điện của nhà máy điện thuộc sở hữu của đơn vị với hệ thống điện quốc gia.

·Đối với đơn vị mua điện, nút giao dịch của đơn vị này 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 bán buôn điện.

·Đối với đơn vị xuất, nhập khẩu điện, nút giao dịch của đơn vị này được tính tại điểm giao nhận xuất, nhập khẩu điện của đơn vị với lưới truyền tải điện.

·Các đơn vị phát điện, đơn vị đại diện giao dịch, đơn vị mua buôn điện, đơn vị nhập khẩu điện, đơn vị xuất khẩu điện và khách hàng sử dụng điện lớn tham gia thị trường điện phải đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về tất cả nút giao dịch của đơn vị trong quá trình đăng ký tham gia thị trường bán buôn điện theo quy định tại Chương 2 Thông tư này. Trường hợp có thay đổi về các nút giao dịch hiện có, bổ sung các nút giao dịch mới, các đơn vị có trách nhiệm cập nhật thông tin này cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

·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, quản lý và công bố danh MỤC các nút giao dịch tương ứng với từng thành viên tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

·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.

·Đặc điểm và quy định chung về Thị trường bán buôn điện

·Thị trường giao ngay trong Thị trường bán buôn điện cạnh tranh được quy định như sau:

·Áp dụng mô hình thị trường tập trung toàn phần: toàn bộ sản lượng điện năng phát lên hoặc nhận về từ lưới điện truyền tải phải được giao dịch thông qua thị trường điện giao ngay. Các đơn vị phát điện tham gia thị trường điện phải chào bán toàn sản lượng điện năng của các nhà máy điện trên thị trường điện giao ngay; và các đơn vị mua buôn điện phải mua điện năng từ thị trường điện giao ngay để đáp ứng nhu cầu phụ tải.

·Áp dụng Mô hình thị trường tập trung toàn phần chào giá theo chi phí khi bắt đầu vận hành Thị trường bán buôn điện và có kế hoạch chuyển đổi sang Mô hình thị trường tập trung toàn phần chào giá tự do.

·Khung thời gian thực hiện giao dịch trên thị trường giao ngay trong Thị trường bán buôn điện:

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

·Chu kỳ giao dịch: 30 phút, tính từ thời điểm bắt đầu của mỗi nửa giờ trong ngày giao dịch.

·Chu kỳ điều độ: 30 phút, tính từ thời điểm bắt đầu của mỗi nửa giờ trong ngày giao dịch.

·Chu kỳ thanh toán: 01 tuần bắt đầu từ 00h00 thứ Hai đến 24h00 Chủ nhật của tuần theo dương lịch.

·Các đơn vị phát điện và các đơn vị mua điện thực hiện quản lý rủi ro trên thị trường giao ngay thông qua các hợp đồng tài chính dạng sai khác (Contract for Difference). Thanh toán hợp đồng sai khác dựa trên sản lượng hợp đồng có tham chiếu đến giá thị trường toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện.

·Các dịch vụ vận hành Thị trường bán buôn điện

·Phân loại dịch vụ vận hành trong Thị trường bán buôn điện:

·Dịch vụ truyền tải điện: do Đơn vị truyền tải điện cung cấp.

·Dịch vụ phân phối điện: do Đơn vị phân phối điện cung cấp.

·Dịch vụ điều độ hệ thống điện: do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cung cấp.

·Dịch vụ điều hành giao dịch thị trường điện: do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cung cấp.

·Dịch vụ thu thập và quản lý số liệu đo đếm điện năng: do đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng cung cấp.

·         Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm cung cấp các dịch vụ nêu trên theo nguyên tắc đảm bảo tính minh bạch, bình đẳng, không phân biệt đối xử giữa các đơn vị thành viên thị trường điện, và đảm bảo tuân thủ các quy định tại Thông tư này và các văn bản pháp lý có liên quan.

·         Các đơn vị thành viên thị trường bán buôn điện sử dụng dịch vụ truyền tải điện, điều độ hệ thống điện, điều hành giao dịch thị trường điện, thu thập và quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm trả các khoản phí, giá sử dụng từng loại dịch vụ này cho các đơn vị cung cấp dịch vụ theo các quy định tại các văn bản pháp lý có liên quan.

·Dịch vụ phụ trợ phục vụ vận hành hệ thống điện trong Thị trường bán buôn điện:

·Các loại hình dịch vụ phụ trợ vận hành hệ thống điện trong Thị trường bán buôn điện bao gồm:

·Điều tần

·         Dự phòng quay

·Dự phòng khởi động nhanh

·         Điều chỉnh điện áp

·Khởi động đen

·Tổ máy phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện

·         Các yêu cầu kỹ thuật, phương pháp tính toán nhu cầu của hệ thống điện đối với từng loại hình dịch vụ phụ trợ được quy định tại Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành

·Đối với các dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, điều chỉnh điện áp, khởi động đen và tổ máy phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có tránh nhiệm tính toán nhu cầu các dịch vụ này theo phương pháp quy định tại Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành và ký hợp đồng với các đơn vị phát điện cung cấp dịch vụ phụ trợ tương ứng.

·         Dịch vụ điều tần, dự phòng quay được giao dịch trên thị trường giao ngay. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán nhu cầu dịch vụ điều tần, dự phòng quay theo quy định thời gian biểu vận hành thị trường điện; chỉ định, lập lịch huy động và tính toán thanh toán cho các tổ máy cung cấp các dịch vụ trên theo quy định tại Thông tư này.

·đ) Hàng năm, đối với từng loại dịch vụ phụ trợ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xây dựng, kiểm tra và công bố danh sách các nhà máy điện, tổ máy phát điện đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật để cung cấp dịch vụ phụ trợ và khả năng cung cấp dịch vụ phụ trợ tối đa của từng nhà máy điện, tổ máy phát điện.

·Phân loại tổ máy phát điện, nhà máy điện trong thị trường bán buôn điện

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện phân loại các tổ máy phát điện, nhà máy điện để phục vụ tính toán, vận hành Thị trường bán buôn điện, cụ thể như sau:

·Phân loại tổ máy phát điện theo khả năng điều độ:

·Tổ máy có thể điều độ;

·Tổ máy không thể điều độ;

·Tổ máy bán điều độ.

·         Phân loại tổ máy theo hệ số tải trung bình năm

·Tổ máy chạy nền: tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình năm lớn hơn hoặc bằng 60%;

·Tổ máy chạy lưng: tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình năm lớn hơn 25% và nhỏ hơn 60%;

·Tổ máy chạy đỉnh: tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình năm nhỏ hơn hoặc bằng 25%.

·Phân loại nhà máy thủy điện:

·Phân loại theo dung tích hồ chứa, bao gồm:

·Nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần;

·Nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ 01 ngày đến 01 tuần;

·         Nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 01 ngày.

·Phân loại theo quy mô, chức năng, bao gồm

·         Nhà máy thủy điện chiến lược đa Mục tiêu: bao gồm các nhà máy thủy điện thuộc danh MỤC nhà máy điện lớn, có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh do Thủ tướng Chính phủ quy định tại Quyết định số 2012/QĐ-TTg ngày 24 tháng 10 năm 2016.

·Nhà máy thủy điện phối hợp vận hành với các nhà máy thủy điện chiến lược đa Mục tiêu, theo danh MỤC do Bộ Công Thương quy định

·Các nhà máy thủy điện còn lại.

ĐĂNG KÝ THAM GIA THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN

·Phân loại đơn vị thành viên tham gia Thị trường bán buôn điện

Các đơn vị thành viên tham gia thị trường bán buôn điện được phân loại như sau:

·Các đơn vị thành viên tham gia giao dịch trong Thị trường bán buôn điện, bao gồm:

·Đơn vị bán điện, bao gồm:

·Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch

·Đơn vị đại diện giao dịch;

·Đơn vị nhập khẩu điện.

·Đơn vị mua điện:

·Đơn vị mua buôn điện;

·Khách hàng sử dụng điện lớn;

·Đơn vị xuất khẩu điện.

·         Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ: bao gồm các đơn vị phát điện cung cấp dịch vụ phụ trợ phục vụ vận hành hệ thống điện trong Thị trường bán buôn điện canh tranh theo quy định tại Khoản Thông tư này.

·Đơn vị cung cấp dịch vụ phục vụ vận hành hệ thống điện và thị trường điện, bao gồm:

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

·Đơn vị truyền tải điện;

·Đơn vị phân phối điện;

·Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng.

·Đơn vị thành viên thị trường điện dự khuyết, bao gồm:

·         Các đơn vị dự kiến sẽ tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh trong tương lai, nhưng hiện tại chưa đăng ký tham gia dưới bất ký hình thức nào.

·Các tổ chức, đơn vị đang hoặc dự kiến sẽ thực hiện các dán đầu tư, phát triển các nguồn điện mới, lưới điện thuộc phạm vi đối tượng tham gia Thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

·Các tổ chức, cơ quan, đơn vị khác có quan tâm, nghiên cứu về Thị trường bán buôn điện.

·Trách nhiệm đăng ký tham gia Thị trường bán buôn điện

·         Trừ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, tất cả các đơn vị thành viên có trách nhiệm thực hiện đăng ký tham gia Thị trường bán buôn điện cạnh tranh theo một trong số các loại hình đơn vị thành viên quy định tại Thông tư này. Trường hợp một đơn vị hoạt động trong 02 (hoặc nhiều hơn) loại hình đơn vị thành viên thị trường nêu trên, đơn vị này có trách nhiệm hoàn thành hồ sơ đăng ký từng loại hình thành viên mà đơn vị đăng ký tham gia.

·Đối với các đơn vị phát điện:

·Tất cả các đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện có công suất đặt lớn hơn 30 MW, bao gồm cả các nguồn nhập khẩu điện, đấu nối vào hệ thống điện quốc gia có trách nhiệm đăng ký tham gia thị trường bán buôn điện cho các nhà máy điện này theo một trong hai hình thức dưới sau:

·Nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện;

·Nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện.

·Đối với các nhà máy điện có công suất đặt đến 30 MW, đấu nối lưới điện cấp điện áp từ 110 kV trở lên, đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện này được quyền lựa chọn tham gia thị trường điện.

·Các nhà máy điện thuộc loại hình gián tiếp tham gia thị trường điện bao gồm:

·         Các nguồn điện sử dụng năng lượng tái tạo đấu nối lưới điện có cấp điện áp từ 110 kV trở lên.

·         Các nguồn điện nhập khẩu đấu nối lưới điện có cấp điện áp từ 110 kV trở lên.

·Các nhà máy điện BOT không đăng ký trực tiếp tham gia thị trường điện.

·Các nhà máy điện có công suất dưới 30 MW có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị đại diện giao dịch.

·         Các đơn vị phát điện có trách nhiệm hoàn thành thủ tục đăng ký tham gia cho từng nhà máy điện thuộc quyền sở hữu, vận hành của đơn vị để nhà máy điện này tham gia giao dịch bán điện trong Thị trường bán buôn điện kể từ ngày vận hành thương mại. Nhà máy điện không được vận hành trong Thị trường bán buôn điện khi chưa hoàn thành thủ tục đăng ký tham gia.

·Đối với các đơn vị mua điện:

·Các đơn vị mua điện, bao gồm cả đơn vị xuất khẩu điện, có giao nhận điện trực tiếp với lưới truyền tải điện quốc gia (cấp điện áp 220 kV trở lên) có trách nhiệm đăng ký tham gia Thị trường bán buôn điện.

·         Các khách hàng sử dụng điện lớn đáp ứng các điều kiện do Bộ Công Thương quy định được quyền lựa chọn đăng ký tham gia Thị trường bán buôn điện. Trường hợp lựa chọn tham gia thị trường điện, khách hàng sử dụng điện này phải làm thủ tục thanh lý hợp đồng mua điện (nếu có) với đơn vị bán lẻ điện (Tổng công ty điện lực, Công ty điện lực…), thực hiện các thủ tục đăng ký tham gia Thị trường bán buôn điện để mua điện năng trên thị trường giao ngay đáp ứng toàn bộ nhu cầu sử dụng điện của khách hàng.

·Để đăng ký tham gia thị trường bán buôn điện, các đơn vị phải đáp ứng các yêu cầu chung sau:

·Đăng ký kinh doanh thường trú tại Việt Nam;

·         Đảm bảo tuân thủ, thực thi các văn bản pháp lý liên quan đến Thị trường bán buôn điện và

·Đáp ứng các yêu cầu về bảo lãnh thanh toán áp dụng cho loại hình thành viên tham gia Thị trường bán buôn điện.

·Các nội dung đăng ký tham gia Thị trường bán buôn điện

·Các đơn vị thành viên thực hiện đăng ký tham gia Thị trường bán buôn điện theo 02 các nội dung sau:

·Đăng ký pháp nhân giao dịch: đơn vị sở hữu, quản lý vận hành các hạng MỤC nguồn điện, lưới điện thực hiện đăng ký về pháp nhân thực hiện giao dịch cho các hạng MỤC nguồn điện, lưới điện này trong Thị trường bán buôn điện.

·Đăng ký kỹ thuật: đơn vị sở hữu, quản lý vận hành các hạng MỤC nguồn điện, lưới điện thực hiện đăng ký các thông số, đặc điểm kỹ thuật của các hạng MỤC hạ tầng này để phục vụ công tác vận hành, điều độ hệ thống điện và tính toán điều hành giao dịch thị trường điện.

YÊU CẦU, ĐIỀU KIỆN ĐĂNG KÝ THAM GIA THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN

·Yêu cầu, điều kiện đăng ký tham gia đối với các đơn vị phát điện

·Đăng ký pháp nhân giao dịch cho nhà máy điện:

Để thực hiện đăng ký pháp nhân giao dịch cho một nhà máy điện tham gia Thị trường bán buôn điện theo quy định tại khoản Thông tư này, đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện phải đáp ứng các yêu cầu, điều kiện dưới đây:

·Có văn bản xác nhận và cung cấp đầy đủ thông tin về pháp nhân chịu trách nhiệm thực hiện giao dịch cho nhà máy điện này trong Thị trường bán buôn điện;

·Có giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện của nhà máy điện tham gia Thị trường bán buôn điện;

·Cung cấp thông tin tài khoản ngân hàng của đơn vị được sử dụng trong thanh toán thị trường điện;

·         Đáp ứng các yêu cầu về hệ thống cơ sở hạ tầng, trang thiết bị phục vụ công tác vận hành Thị trường bán buôn điện điện theo quy định tại Thông tư này và các văn bản pháp lý có liên quan khác do Bộ Công Thương ban hành.

·Đăng ký kỹ thuật cho nhà máy điện

·         Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện thực hiện đăng ký kỹ thuật cho từng tổ máy của nhà máy điện theo một trong các hình thức sau đây:

·Tổ máy có thể điều độ;

·Tổ máy không thể điều độ;

·Tổ máy bán điều độ.

·Để thực hiện đăng ký kỹ thuật cho nhà máy điện, đơn vị phát điện phải đảm bảo các yêu cầu sau:

·Hoàn thành thỏa thuận đấu nối nhà máy điện vào hệ thống điện quốc gia theo quy định của pháp luật. Xác nhận và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sơ đồ đấu nối và các thông số kỹ thuật của tổ máy, nhà máy và điểm đấu nối;

·         Đáp ứng các yêu cầu về trang bị hệ thống SCADA cho nhà máy điện, tổ máy phát điện và đường truyền kết nối với hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định tại Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải và các văn bản pháp lý khác do Bộ Công Thương ban hành;

·         Đáp ứng các yêu cầu về trang bị hệ thống AGC (hoặc hệ thống điều khiển tương đương) cho nhà máy điện, tổ máy phát điện theo quy định tại Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải và các văn bản pháp lý khác do Bộ Công Thương ban hành;

·         Đáp ứng các yêu cầu về trang bị hệ thống đo đếm điện năng cho nhà máy điện, tổ máy phát điện, và hệ thống thu thập và quản lý số liệu đo đếm điện năng theo quy định Thông tư này, Thông tư quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành;

·         Đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật khác theo quy định tại Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải, Thông tư quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công thương ban hành và các văn bản pháp lý có liên quan khác.

·Đối với các nhà máy điện mới đang trong quá trình xây dựng, chưa đi vào vận hành, đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện mới này có trách nhiệm thực hiện đăng ký cho nhà máy điện mới theo từng giai đoạn, cụ thể như sau:

·Giai đoạn thi công, xây dựng nhà máy điện:

·Đơn vị phát điện đăng ký tham gia Thị trường bán buôn điện cạnh tranh dưới hình thức đơn vị thành viên dự khuyết.

·Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp, cập nhật tiến độ thực hiện, kế hoạch phát điện lên hệ thống điện và đăng ký các thông số kỹ thuật của nhà máy điện, tổ máy điện, các thông số kỹ thuật liên quan khác theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để phục vụ tính toán mô phỏng, lập kế hoạch vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

·Giai đoạn chạy thử nghiệm nghiệm thu:

·Đơn vị phát điện thực hiện đăng ký pháp nhân giao dịch cho nhà máy điện này theo quy định tại khoản Thông tư này. Các nhà máy điện chạy thử nghiệm, nghiệm thu được tính toán thanh thanh toán theo giá thị trường giao ngay cho toàn bộ sản lượng đo đếm.

·         Đơn vị phát điện thực hiện đăng ký chạy thử nghiệm, nghiệm thu cho tổ máy phát điện của nhà máy điện theo quy định tại Thông tư hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

·         Giai đoạn vận hành thương mại: Đơn vị phát điện hoàn thành việc đăng ký pháp nhân và đăng ký kỹ thuật cho nhà máy điện theo quy định tại khoản và 2 Thông tư này.

·Yêu cầu, điều kiện đăng ký tham gia đối với đơn vị nhập khẩu điện

·Đăng ký pháp nhân giao dịch cho nguồn nhập khẩu điện:

Để thực hiện đăng ký pháp nhân giao dịch cho một nguồn nhập khẩu điện tham gia Thị trường bán buôn điện dưới hình thức đơn vị phát điện theo quy định tại Khoản 2 Thông tư này, đơn vị nhập khẩu điện quản lý, vận hành nguồn nhập khẩu này đáp ứng các yêu cầu, điều kiện dưới đây:

·Có văn bản xác nhận và cung cấp đầy đủ thông tin về pháp nhân chịu trách nhiệm thực hiện giao dịch cho nguồn nhập khẩu trong Thị trường bán buôn điện;

·Có giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực nhập khẩu điện;

·Cung cấp thông tin tài khoản ngân hàng của đơn vị được sử dụng trong thanh toán thị trường điện;

·         Đáp ứng các yêu cầu về hệ thống cơ sở hạ tầng, trang thiết bị phục vụ công tác vận hành Thị trường bán buôn điện điện theo quy định tại Thông tư này và các văn bản pháp lý có liên quan khác do Bộ Công Thương ban hành.

·Đăng ký kỹ thuật cho nguồn nhập khẩu điện

·Hoàn thành thỏa thuận đấu nối nguồn nhập khẩu vào hệ thống điện quốc gia theo quy định của pháp luật. Cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sơ đồ đấu nối và các thông số kỹ thuật của nguồn nhập khẩu;

·Đáp ứng các yêu cầu về trang bị hệ thống SCADA tại điểm giao nhận nhập khẩu với hệ thống điện quốc gia và đường truyền kết nối với hệ thống SCADA/EMS của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định của pháp luật;

·         Đáp ứng các yêu cầu về trang bị hệ thống đo đếm điện năng tại điểm giao nhận nhập khẩu và hệ thống thu thập và quản lý số liệu đo đếm điện năng theo quy định Thông tư này, Thông tư quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành;

·         Đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật khác theo quy định tại Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải, Thông tư hệ thống điện phân phối, Thông tư quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công thương ban hành và các văn bản pháp lý có liên quan khác.

·Yêu cầu, điều kiện đăng ký tham gia đối với đơn vị mua buôn điện

·Đăng ký pháp nhân giao dịch:

Để thực hiện đăng ký pháp nhân giao dịch tham gia Thị trường bán buôn điện theo quy định tại Thông tư này, đơn vị bán buôn điện phải đáp ứng các yêu cầu, điều kiện dưới đây:

·Có văn bản xác nhận và cung cấp đầy đủ thông tin về pháp nhân của đơn vị mua buôn điện chịu trách nhiệm thực hiện giao dịch trong Thị trường bán buôn điện;

·Có giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực mua buôn điện;

·Cung cấp thông tin tài khoản ngân hàng của đơn vị được sử dụng trong thanh toán thị trường điện;

·Đáp ứng các yêu cầu về bảo lãnh thanh toán trên thị trường giao ngay;

·         đ) Đáp ứng các yêu cầu về hệ thống cơ sở hạ tầng, trang thiết bị phục vụ công tác vận hành Thị trường bán buôn điện theo quy định tại Thông tư này và các văn bản pháp lý có liên quan khác do Bộ Công Thương ban hành.

·         Đối với khách hàng sử dụng điện lớn đang mua điện từ các đơn vị mua buôn bán lẻ điện theo biểu giá bán lẻ điện thống nhất, trường hợp lựa chọn đăng ký tham gia Thị trường bán buôn điện thì cần có văn bản xác nhận đồng ý thanh lý hợp đồng mua điện với đơn vị mua buôn bán lẻ điện tại các điểm giao nhận trên.

·         Đăng ký kỹ thuật: để thực hiện đăng ký kỹ thuật, đơn vị mua buôn điện phải đáp ứng các yêu cầu, điều kiện dưới đây:

·         Hoàn thành thỏa thuận đấu nối vào lưới truyền tải điện hệ thống điện quốc gia theo quy định tại Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành. Xác nhận và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sơ đồ đấu nối, các thông số kỹ thuật có liên quan.

·         Đáp ứng các yêu cầu về trang bị hệ thống đo đếm điện năng cho các điểm đấu nối thuộc phạm vi giao dịch của Đơn vị mua buôn điện trong Thị trường bán buôn điện và hệ thống thu thập và quản lý số liệu đo đếm điện năng theo quy định Thông tư này, Thông tư quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành;

·         Đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật khác theo quy định tại Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải, Thông tư quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành và các văn bản pháp lý có liên quan khác.

·Yêu cầu, điều kiện đăng ký tham gia đối với đơn vị xuất khẩu điện

·Đăng ký pháp nhân giao dịch:

Để thực hiện đăng ký pháp nhân giao dịch đại diện giao dịch cho đơn vị xuất khẩu điện, đơn vị xuất khẩu điện phải đáp ứng các yêu cầu, điều kiện dưới đây:

·Có văn bản xác nhận và cung cấp đầy đủ thông tin về pháp nhân chịu trách nhiệm thực hiện giao dịch cho nguồn nhập khẩu trong Thị trường bán buôn điện;

·Có giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực xuất khẩu điện

·Đáp ứng các yêu cầu về bảo lãnh thanh toán trên thị trường giao ngay

·         Đáp ứng các yêu cầu về hệ thống cơ sở hạ tầng, trang thiết bị phục vụ công tác vận hành Thị trường bán buôn điện điện theo quy định tại Thông tư này và các văn bản pháp lý có liên quan khác do Bộ Công Thương ban hành.

·Đăng ký kỹ thuật:

·         Hoàn thành thỏa thuận đấu nối vào lưới truyền tải điện hệ thống điện quốc gia theo quy định tại Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành. Xác nhận và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sơ đồ đấu nối, các thông số kỹ thuật có liên quan;

·         Đáp ứng các yêu cầu về trang bị hệ thống đo đếm điện năng cho các điểm đấu nối thuộc phạm vi giao dịch của Đơn vị xuất khẩu điện trong Thị trường bán buôn điện và hệ thống thu thập và quản lý số liệu đo đếm điện năng theo quy định Thông tư này, Thông tư quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành;

·         Đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật khác theo quy định tại Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải, Thông tư quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành và các văn bản pháp lý có liên quan khác.

·Yêu cầu, điều kiện đăng ký tham gia đối với đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ

·Đăng ký pháp nhân giao dịch:

Để thực hiện đăng ký pháp nhân giao dịch cho nguồn điện cung cấp dịch vụ phụ trợ trong Thị trường bán buôn điện, đơn vị phát điện sở hữu nguồn điện cung cấp dịch vụ phụ trợ phải đáp ứng các yêu cầu, điều kiện dưới đây:

·Có văn bản xác nhận và cung cấp đầy đủ thông tin về pháp nhân chịu trách nhiệm thực hiện giao dịch cho nguồn điện cung cấp dịch vụ phụ trợ trong Thị trường bán buôn điện;

·Có giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện;

·Cung cấp thông tin tài khoản ngân hàng của đơn vị được sử dụng trong thanh toán thị trường điện;

·         Đáp ứng các yêu cầu về hệ thống cơ sở hạ tầng, trang thiết bị phục vụ công tác vận hành Thị trường bán buôn điện điện theo quy định tại Thông tư này và các văn bản pháp lý có liên quan khác do Bộ Công Thương ban hành.

·Đăng ký kỹ thuật: để thực hiện đăng ký kỹ thuật cho nguồn điện cung cấp dịch vụ phụ trợ phải đảm bảo các yêu cầu sau:

·Hoàn thành thỏa thuận đấu nối nguồn điện vào hệ thống điện quốc gia theo quy định tại Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành. Xác nhận và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sơ đồ đấu nối và các thông số kỹ thuật của tổ máy, nhà máy và điểm đấu nối;

·         Đáp ứng các yêu cầu về trang bị hệ thống SCADA cho nhà máy điện, tổ máy phát điện và đường truyền kết nối với hệ thống SCADA/EMS/DMS của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định tại Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải và các văn bản pháp lý khác do Bộ Công Thương ban hành;

·         Đáp ứng các yêu cầu về khả năng cung cấp dịch vụ phụ trợ theo quy định tại Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải và các văn bản pháp lý khác do Bộ Công Thương ban hành;

·         Đáp ứng các yêu cầu về trang bị hệ thống đo đếm điện năng cho nhà máy điện, tổ máy phát điện, và hệ thống thu thập và quản lý số liệu đo đếm điện năng theo quy định Thông tư này và Thông tư quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành;

đ) Đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật khác theo quy định tại Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải, Thông tư quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành và các văn bản pháp lý có liên quan khác.

·Yêu cầu, điều kiện đăng ký tham gia đối với đơn vị cung cấp dịch vụ lưới điện

·Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị phân phối điện phải đăng ký tham gia thị trường với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện dưới hình thức Đơn vị cung cấp dịch vụ lưới điện.

·Để đăng ký tham gia theo hình thức Đơn vị cung cấp dịch vụ lưới điện, Đơn vị truyền tải điện hoặc Đơn vị phân phối điện phải đáp ứng các yêu cầu sau:

·Có giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực truyền tải điện hoặc phân phối điện;

·         Đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật liên quan quy định tại Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải, Thông tư quy định hệ thống điện phân phối, Thông tư quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành;

·         Đáp ứng các yêu cầu về hệ thống cơ sở hạ tầng, trang thiết bị phục vụ công tác vận hành Thị trường bán buôn điện điện theo quy định tại Thông tư này và các văn bản pháp lý có liên quan khác do Bộ Công Thương ban hành.

·Yêu cầu, điều kiện đăng ký tham gia Đơn vị thu thập và quản lý số liệu đo đếm

Để đăng ký tham gia thị trường dưới hình thức Đơn vị thu thập và quản lý số liệu đo đếm, đơn vị phải đáp ứng các yêu cầu sau:

·         Đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật liên quan quy định tại Thông tư quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành và các văn bản pháp lý có liên quan khác.

·Đáp ứng các yêu cầu về đường truyền kết nối, hệ thống tự động đọc số liệu, hệ thống hạ tầng công nghệ thông tin phần cứng, phần mềm, cơ sở dữ liệu, bảo mật phục vụ vận hành thị trường điện quy định tại Thông tư này và Thông tư Quy định hệ thống điện truyền tải.

·Yêu cầu, điều kiện đăng ký tham gia đối với đơn vị thành viên dự khuyết

·Đăng ký pháp nhân giao dịch:

Để đăng ký tham gia Thị trường bán buôn điện dưới hình thức đơn vị thành viên dự khuyết, các tổ chức, đơn vị quy định tại Khoản Thông tư này phải đáp ứng các yêu cầu, điều kiện dưới đây:

·Có văn bản xác nhận và cung cấp đầy đủ thông tin về pháp nhân đăng ký tham gia Thị trường bán buôn điện dưới hình thức đơn vị thành viên dự khuyết;

·         Đáp ứng các yêu cầu về hệ thống cơ sở hạ tầng, trang thiết bị phục vụ công tác truy cập, khai thác và quản lý thông tin thị trường điện theo phân quyền quy định tại Thông tư này và các văn bản pháp lý có liên quan khác do Bộ Công Thương ban hành.

·         Đăng ký kỹ thuật: chỉ áp dụng đối với đối tượng là các đơn vị đang thực hiện các dán đầu tư, phát triển các nguồn điện mới thuộc phạm vi đối tượng tham gia Thị trường bán buôn điện. Đơn vị đầu tư, phát triển nguồn điện mới này thực hiện đăng ký kỹ thuật cho nguồn điện này theo quy định tại Khoản Thông tư này.

TRÌNH TỰ, THỦ TỤC ĐĂNG KÝ THAM GIA THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN

·Thời điểm tham gia Thị trường bán buôn điện

·         Đối với các đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện, đơn vị mua buôn điện, đơn vị truyền tải điện, đơn vị phân phối điện đang vận hành trước thời điểm Thị trường bán buôn điện chính thức vận hành: các đơn vị này có trách nhiệm tham gia Thị trường bán buôn điện kể từ ngày Thị trường bán buôn điện chính thức vận hành.

·         Đối với các nhà máy điện, đơn vị mua buôn điện, đơn vị phân phối điện mới vận hành sau thời điểm Thị trường bán buôn điện chính thức vận hành:

·         Đối với các nhà máy điện mới: đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện này có trách nhiệm tham gia Thị trường bán buôn điện cạnh tranh kể từ ngày vận hành thương mại của tổ máy;

·Đối với đơn vị phân phối điện mới: đơn vị phân phối điện có trách nhiệm tham gia thị trường điện kể từ ngày chính thức đấu nối lưới điện phân phối vào lưới điện truyền tải và cung cấp dịch vụ phân phối điện;

·Đối với đơn vị mua buôn điện mới: đơn vị mua buôn điện mới có trách nhiệm tham gia thị trường điện kể từ ngày thực hiện giao nhận, mua điện từ lưới điện truyền tải;

·Đối với khách hàng sử dụng điện lớn: có trách nhiệm tham gia thị trường điện kể từ ngày khách hàng này tự nguyện lựa chọn chấm dứt mua điện từ đơn vị mua buôn bán lẻ điện để tham gia mua điện từ thị trường giao ngay trong Thị trường bán buôn điện.

·Hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện

·Trước 02 (hai) tháng kể từ thời điểm phải tham gia thị trường bán buôn điện quy định tại Thông tư này, các đơn vị có trách nhiệm hoàn thiện hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện, bao gồm:

·         Đơn đăng ký tham gia thị trường điện theo mẫu do Cục Điều tiết điện lực quy định, trong đó:

·Cung cấp đầy đủ thông tin liên quan về đơn vị;

·         Loại hình thành viên thị trường mà đơn vị đề nghị đăng ký tham gia.

·         Bản sao Giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực liên quan đến từng loại hình thành viên thị trường điện quy định tại Thông tư này;

·Tài liệu nghiệm thu đưa vào vận hành các hạng MỤC hạ tầng kỹ thuật đáp ứng các yêu cầu, điều kiện tại Chương này, trừ trường hợp đăng ký theo loại hình thành viên dự khuyết;

·         Các thông tin, dữ liệu về thông số, đặc tính kỹ thuật và các thông tin cần thiết về nguồn điện, lưới điện thuộc sở hữu của đơn vị theo quy định tại Quy trình đăng ký tham gia thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

·Các đơn vị nộp hồ sơ đăng ký tham gia thị trường bán buôn điện về Cục Điều tiết điện lực theo một trong các hình thức sau:

·Đăng ký theo hình thức trực tuyến tại địa chỉ sau:

http://thamgiathitruongdien.dvctt.gov.vn;

·Gửi qua đường bưu điện;

·Nộp trực tiếp tại trụ sở Cục Điều tiết điện lực.

·Số lượng hồ sơ:

·01 bộ đối với đăng ký theo hình thức đăng ký trực tuyến;

·02 bộ đối với trường hợp gửi hồ sơ theo đường bưu điện hoặc nộp trực tiếp tại trụ sở Cục Điều tiết điện lực.

·Thẩm định hồ sơ đăng ký tham gia thị trường bán buôn điện

·Khi nhận được hồ sơ đăng ký tham gia thị trường, Cục Điều tiết điện lực tiếp nhận hồ sơ, kiểm tra tính đầy đủ và hướng dẫn bổ sung hoàn thiện hồ sơ theo thời hạn sau:

·Trường hợp hồ sơ nộp trực tiếp tại trụ sở Cục Điều tiết điện lực: thực hiện kiểm tra ngay khi nhận hồ sơ;

·Trường hợp tiếp nhận hồ sơ qua đường bưu điện hoặc đăng ký theo hình thức trực tuyến: trong thời hạn 02 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ.

·Trong thời hạn 02 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ đầy đủ, Cục Điều tiết điện lực gửi 01 bộ hồ sơ (gửi văn bản hoặc theo hình thức trực tuyến) cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

·         Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ đăng ký tham gia thị trường bán buôn điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm trả lời Cục Điều tiết điện lực bằng văn bản về việc xác nhận khả năng và thời điểm tham gia thị trường điện của đơn vị nộp hồ sơ đăng ký.

·Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức đánh giá hồ sơ:

·Trường hợp hồ sơ hợp lệ: Cục Điều tiết điện lực ban hành quyết định phê duyệt tham gia thị trường điện, gửi trực tiếp hoặc qua đường bưu điện tới Đơn vị phát điện và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

·Trường hợp hồ sơ không hợp lệ:

·Cục Điều tiết điện lực gửi văn bản theo hình thức trực tuyến hoặc gửi qua đường bưu điện tới đơn vị đề nghị đăng ký, trong đó nêu rõ trường hợp hồ sơ không hợp lệ và yêu cầu đơn vị này giải trình, hoàn thiện hồ sơ;

·         Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực, đơn vị này phải hoàn thiện hồ sơ và gửi Cục Điều tiết điện lực theo hình thức quy định tại Khoản Thông tư này;

·         Trong thời hạn 03 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ đầy đủ, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức đánh giá hồ sơ theo quy định tại các Khoản 1, 2, 3, 4 Điều này.

QUẢN LÝ THÀNH VIÊN ĐĂNG KÝ THAM GIA THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN

·Thông tin thành viên thị trường điện

·Các đơn vị thành viên thị trường có trách nhiệm đăng ký các thông tin chung về đơn vị cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

·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 áp dụng cho từng loại hình thành viên thị trường bán buôn điện.

·Đăng ký công-tơ đo đếm và điểm đấu nối:

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thiết lập và duy trì thông tin đăng ký của tất cả các công-tơ và các điểm đấu nối thuộc phạm vi giao dịch trong thị trường bán buôn điện.

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

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phối hợp với đơn vị thành viên thị trường có liên quan thực hiện xác nhận các điểm đấu nối và công-tơ đo đếm tại điểm đấu nối của từng đơn vị thành viên thị trường điện.

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

·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 các đơn vị thành viên thị trường.

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

·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 thị trường, bao gồm cả các thay đổi; đồng thời lưu trữ đầy đủ các thông tin, dữ liệu quá khứ.

·Ngừng tham gia thị trường bán buôn điện

·Các trường hợp được phép ngừng tham gia thị trường bán buôn điện:

·Giấy phép hoạt động điện lực của đơn vị thành viên thị trường bị thu hồi hoặc hết hiệu lực.

·         Đối với các Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch hoặc Đơn vị đại diện giao dịch: đơn vị này không còn quản lý, chịu trách nhiệm với bất kỳ nhà máy điện nào thuộc diện phải tham gia thị trường bán buôn điện theo quy định tại Khoản Thông tư này.

·Đối với Đơn vị mua buôn điện: đơn vị này phải không còn chịu trách nhiệm giao nhận điện tại bất kỳ điểm giao nhận nào thuộc phạm vi thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

·         Đối với Đơn vị xuất nhập khẩu điện, đơn vị này phải không còn chịu trách nhiệm với bất kỳ hoạt động xuất khẩu hoặc nhập khẩu điện nào thuộc diện phải tham gia thị trường bán buôn điện theo quy định tại Thông tư này.

đ) Đối với Khách hàng sử dụng điện lớn: khách hàng này lựa chọn ngừng tham gia thị trường bán buôn điện. Khách hàng sử dụng điện lớn được quyền lựa chọn ngừng tham gia thị trường bán buôn điện sau khoảng thời gian tối thiểu là 12 tháng kể từ ngày khách hàng này tham gia thị trường bán buôn điện.

·Đối với Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ: đơn vị này phải không còn chịu trách nhiệm với bất kỳ nguồn cung cấp dịch vụ phụ trợ được sử dụng trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

·Đối với đơn vị thành viên dự khuyết: theo đề nghị của đơn vị thành viên này. Đơn vị thành viên dự khuyết được phép đề nghị ngừng tham gia thị trường bán buôn điện sau khoảng thời gian tối thiểu là 03 tháng kể từ ngày đơn vị này tham gia thị trường bán buôn điện.

·Trường hợp đơn vị thành viên thị trường ngừng tham gia thị trường bán buôn điện do giấy phép hoạt động điện lực của đơn vị thành viên thị trường bị thu hồi, thời điểm ngừng tham gia thị trường của đơn vị phát điện này tính theo thời điểm thu hồi giấy phép. Đối với các trường hợp còn lại, Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện có trách nhiệm nộp hồ sơ đề nghị chấm dứt tham gia thị trường điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thẩm định, trình Cục Điều tiết điện lực xem xét trong thời hạn ít nhất 30 ngày trước thời điểm muốn chấm dứt tham gia thị trường điện. Hồ sơ bao gồm:

·         Ngày dự kiến ngừng tham gia thị trường (tối thiểu là 30 ngày kể từ ngày gửi thông báo).

·Loại hình thành viên thị trường mà đơn vị ngừng tham gia.

·Lý do ngừng tham gia thị trường bán buôn điện

·Xác nhận về việc đã hoàn thành tất cả các nghĩa vụ của đơn vị cho các giao dịch trước đây trong Thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật hồ sơ lưu trữ thông tin đăng ký và công bố thông tin về việc ngừng tham gia thị trường bán buôn điện của đơn vị thành viên, bao gồm: loại hình thành viên ngừng tham gia và thời điểm ngừng tham gia.

·Xử lý các trường hợp không đăng ký tham gia thị trường bán buôn điện

·Đối với trường hợp nhà máy điện đã được cấp giấy phép hoạt động điện lực và thuộc diện phải tham gia thị trường bán buôn điện theo quy định tại Khoản Thông tư này nhưng đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện này không thực hiện đăng ký tham gia thị trường bán buôn điện theo quy định tại MỤC 2 Chương này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không được phép huy động nhà máy điện này để phát điện lên lưới truyền tải, trừ trường hợp xảy ra tình trạng hệ thống điện mất cân bằng cung cầu mặc dù đã huy động tất cả các nhà máy điện trực tiếp và gián tiếp tham gia thị trường.

·         Trường hợp huy động các nhà máy điện không đăng ký tham gia thị trường bán buôn điện theo quy định tại Khoản 1 Điều này:

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chỉ xếp lịch huy động nhà máy điện này sau khi đã huy động tối đa sản lượng từ các nhà máy điện trực tiếp và gián tiếp tham gia thị trường.

·Trong các chu kỳ giao dịch mà nhà máy điện này được huy động, các tổ máy của nhà máy điện này không tham gia xét giá điện năng thị trường.

·         Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện tính toán các khoản thanh toán cho nhà máy điện này căn cứ theo giá thị trường và sản lượng đo đếm điện năng trong các chu kỳ giao dịch. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chỉ thực hiện thanh toán, quyết toán các khoản thanh toán này cho đơn vị phát điện sau khi đơn vị phát điện hoàn thành thủ tục đăng ký tham gia thị trường bán buôn điện cho nhà máy điện này.

QUY ĐỊNH VỀ GIÁ THỊ TRƯỜNG GIAO NGAY TRONG THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN

·Các mức giá được điều tiết trong thị trường giao ngay

Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm thực hiện điều tiết giá thị trường giao ngay trong Thị trường bán buôn điện thông qua các hình thức sau đây:

·Giá sàn bản chào các tổ máy phát điện.

·Giá trần bản chào các tổ máy phát điện.

·Giá trần thị trường điện.

·Giá công suất thị trường.

·Giá sàn bản chào các tổ máy phát điện

·         Đối với các tổ máy nhiệt điện: giá sàn bản chào là -1 đ/kWh;

·         Đối với các tổ máy thủy điện, giá sàn bản chào là 0 đ/kWh.

·Giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện

·Giá trần bản chào áp dụng cho từng tổ máy của nhà máy nhiệt điện tham gia thị trường bán buôn điện.

·Giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán căn cứ theo kết quả tính toán mô phỏng 02 tháng tới quy định tại Thông tư này, theo công thức sau:

 

Trong đó:

Ptran: giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện (VNĐ/kWh);

f: hệ số chi phí phụ, bằng tỷ lệ của tổng chi phí khởi động, chi phí nhiên liệu phụ và chi phí vận hành bảo dưỡng biến đổi biến đổi phục vụ phát điện so với chi phí nhiên liệu chính;

PNL: giá nhiên liệu chính của tổ máy nhiệt điện (VNĐ/BTU hoặc VNĐ/kcal);

IHR: suất hao nhiệt biên của tổ máy nhiệt điện tại mức mang tải tối đa (BTU/kWh hoặc kCal/kWh). Số liệu dựa trên việc đo đặc tính suất hao của đơn vị phát điện. Đối với đơn vị không có giá trị suất hao nhiệt biên sẽ sử dụng suất hao nhiệt trung bình được cung cấp trong hồ sơ đăng ký tham gia của tổ máy;

KDC: hệ số điều chỉnh giá trần theo kết quả tính toán phân loại tổ máy nhiệt điện theo kết quả tính toán mô phỏng 02 tháng tới quy định tại Thông tư này. Đối với tổ máy nhiệt điện chạy nền thì KDC = 5%; đối với tổ máy nhiệt điện chạy lưng Káy nhiệt điện chạy đỉnh thì KDC = 20%;

A: hệ số điều chỉnh giá trần bản chào để chuyển đổi từ mô hình thị trường chào giá theo chi phí biến đổi sang mô hình thị trường chào giá tự do. Hệ số A do Cục Điều tiết điện lực quy định hàng năm. Trong năm đầu tiên vận hành thị trường bán buôn điện, hệ số A được tính bằng 1.

·Giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện được xác định cho từng loại nhiên liệu và cấu hình vận hành của tổ máy theo giá nhiên liệu và suất hao nhiệt tương ứng.

·Số liệu phục vụ tính toán giá trần bản chào tổ máy nhiệt điện:

·         Các đơn vị phát điện, đơn vị đại diện giao dịch có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện các số liệu liên quan để tính toán giá trần bàn chào nhiệt điện theo quy định tại Khoản 2 Điều này.

·         Hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải xác định các giá trị thông số chuẩn cho các thông số đầu vào, f và KDC, dựa trên loại hình công nghệ phát điện, công suất, tuổi thọ của tổ máy.

·         Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải ước tính chi phí nhiên liệu chính, PNL, dựa trên giá nhiên liệu trong tương lai đã được công bố bởi cơ quan có thẩm quyền hoặc các thị trường nhiên liệu quốc tế và dải cho phép tăng giá trong tháng.

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước hết phải sử dụng giá trị cao hơn giữa suất hao nhiệt trung bình thực tế được đo tại mức tải 85% và suất hao nhiệt biên thực tế được đo tại mức tải tối đa quy đổi về năm vận hành. Trường hợp không có các giá trị suất hao nhiệt thực tế, giá trị suất hao nhiệt quy đổi về năm vận hành được cung cấp trong hồ sơ đăng ký tham gia thị trường sẽ được sử dụng.

·         Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố kết quả tính toán giá trần bản chào nhiệt điện theo quy định về thời gian biểu vận hành thị trường bán buôn điện tại Phụ lục 1 Thông tư này.

·Giá trần bản chào của tổ máy thủy điện

·Giá trần bản chào áp dụng cho từng tổ máy của nhà máy thủy điện tham gia thị trường bán buôn điện.

·Giá trần bản chào của tổ máy thuộc nhà máy thủy điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán hàng tuần, cụ thể như sau:

·Đối với các tổ máy thuộc nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần, giá trần bản chào được xác định theo công thức sau:

 

Trong đó:

Ptran: giá trần bản chào của tổ máy thuộc nhà máy thủy điện (VNĐ/kWh);

A: hệ số điều chỉnh giá trần bản chào để chuyển đổi từ mô hình thị trường chào giá theo chi phí biến đổi sang mô hình thị trường chào giá tự do. Hệ số A do Cục Điều tiết điện lực quy định hàng năm. Trong năm đầu tiên vận hành thị trường bán buôn điện, hệ số A được tính bằng 1.

GTN: giá trị nước của nhà máy thủy điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán theo quy trình tính toán mô phỏng 02 tuần tới quy định tại Thông tư này.

·Đối với các tổ máy thuộc nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 01ngày đến 01 tuần, giá trần bản chào được xác định bằng giá trị lớn nhất của:

·         Giá trị nước cao nhất của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần xác định tại điểm a Khoản này;

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

·Đối với các nhà máy thuỷ điện thuộc miền có dự phòng điện năng thấp hơn 5% được công bố theo Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Thông tư Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành, giá trần bản chào được xác định theo công thức sau:

 

Trong đó:

A: hệ số điều chỉnh giá trần bản chào để chuyển đổi từ mô hình thị trường chào giá theo chi phí biến đổi sang mô hình thị trường chào giá tự do. Hệ số A do Cục Điều tiết điện lực quy định hàng năm. Trong năm đầu tiên vận hành thị trường bán buôn điện, hệ số A được tính bằng 1.

GTN: giá trị nước của nhà máy thủy điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán theo quy trình tính toán mô phỏng 02 tuần tới quy định tại Thông tư này.

PDO: Chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện.

·         Đối với các nhà máy thuỷ điện không đảm bảo mức nước giới hạn tuần trong tuần trước đó, giá trần bản chào của nhà máy thủy điện đó áp dụng cho tuần tiếp theo công thức quy định tại điểm c Khoản này.

đ) Đối với các nhà máy thuỷ điện không đảm bảo mức nước giới hạn trong 2 tuần liên tiếp, giá trần bản chào của nhà máy thủy điện đó được tính bằng bằng 120% mức giá trần bản chào cao nhất trong thị trường điện trong tuần đó.

·         Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố kết quả tính toán giá trần bản chào tổ máy thủy điện theo quy định về thời gian biểu vận hành thị trường bán buôn điện tại Phụ lục 1 Thông tư này.

·Giá trần thị trường điện áp dụng cho đơn vị phát điện

·Giá trần thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong năm N được xác định theo công thức sau

 

Trong đó

SMPtran: giá trần thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong

: mức giá trần bản chào lớn nhất của các tổ máy nhiệt điện theo kết quả tính toán mô phỏng vận hành cho năm N quy định tại và Thông tư này (VND/kWh);

C: hệ số giá trần thị trường điện để chuyển đổi từ mô hình thị trường chào giá theo chi phí biến đổi sang mô hình thị trường chào giá tự do. Hệ số C do Cục Điều tiết điện lực quy định hàng năm. Trong các năm đầu tiên vận hành thị trường bán buôn điện, hệ số C có giá trị nằm trong dải từ 1 đến 1,2.

·         Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán ít nhất 03 phương án giá trần thị trường trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới để trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt theo quy định tại Thông tư này.

·Giá công suất thị trường

·Giá công suất thị trường cho từng chu kỳ giao dịch trên thị trường giao ngay do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới và không thay đổi trong năm áp dụng.

·         Giá công suất thị trường được tính toán trên nguyên tắc đảm bảo cho Nhà máy điện mới tốt nhất thu hồi đủ chi phí biến đổi và cố định. Nhà máy điện mới tốt nhất cho năm N là nhà máy điện đủ điều kiện tham gia thị trường điện trong năm N và đáp ứng đủ các tiêu chí sau:

·Bắt đầu vận hành thương mại và phát điện toàn bộ công suất đặt trong năm N-1;

·         Là nhà máy điện chạy nền, được phân loại theo tiêu chí tại Khoản Thông tư này;

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

·Có chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh là thấp nhất.

·Lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất:

·         Trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới theo quy định tại Thông tư này, Đơn vị vận hành thị trường điện và hệ thống điện có trách nhiệm lập danh sách các nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí tại Điểm a, b và c Khoản 2 Điều này và thông báo cho đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện có trong danh sách. Trong trường hợp không có nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại các điểm a, b và c Khoản 2 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng lại danh sách các nhà máy mới đã lựa chọn cho năm N-1 để tính toán, lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất cho năm N. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thông báo danh sách trên cho các cho đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện có trong danh sách.

·Các đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện có trong danh sách có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu sau:

·Giá biến đổi của nhà máy điện cho năm N;

·Giá cố định của nhà máy điện cho năm N;

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

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh cho các nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại các điểm a, b và c Khoản 1 Điều này theo công thức sau:

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

: Giá cố định cho năm N của nhà máy điện (VND/kWh);

: Giá biến đổi cho năm N của nhà máy điện (VND/kWh);

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

: Sản lượng điện năng dự kiến trong năm N của nhà máy điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán từ mô phỏng vận hành năm tới quy định tại và Thông tư này (kWh).

·         Danh sách các nhà máy điện mới tốt nhất được sắp xếp theo thứ tự chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh từ thấp đến cao. Nhà máy điện mới tốt nhất lựa chọn cho năm N là nhà máy điện có chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh thấp nhất theo kết quả tính toán tại Khoản 4 Điều này.

·Tính toán giá công suất thị trường:

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

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

Trong đó:

RTTĐ: Doanh thu dự kiến qua giá điện năng thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);

i: Chu kỳ giao dịch i trong năm N;

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

SMPi: Giá điện năng thị trường dự kiến của chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định từ mô hình mô phỏng thị trường điện theo phương pháp lập lịch không ràng buộc (VND/kWh);

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

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

Trong đó:

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

PBNE: Chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh của Nhà máy điện mới tốt nhất xác định tại Khoản Điều này (VND/kWh);

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

i: Chu kỳ giao dịch i trong năm N;

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

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

Trong đó:

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

TCBNE: Tổng chi phí phát điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N xác định tại điểm b Khoản này (đồng);

: Doanh thu dự kiến qua giá điện năng thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N xác định tại Điểm a Khoản này (đồng).

·         Trong trường hợp khi tính toán chi phí thiếu hụt năm có giá trâm với phương án giá trần thị trường thấp nhất, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện báo cáo Cục Điều tiết điện lực để lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất tiếp theo trong danh sách các nhà máy điện mới quy định tại Khoản Điều này và tiến hành tính toán lại hoặc xem xét lại danh sách các nhà máy tham gia thị trường điện để xác định giá trần thị trường cho hợp lý.

·         Xác định chi phí thiếu hụt tháng

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

Trong đó:

t: Tháng t trong năm N;

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

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

: Công suất phụ tải đỉnh trong tháng t (MW).

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

·Xác định sản lượng trung bình trong năm của Nhà máy điện mới tốt nhất theo công thức sau:

Trong đó:

QBNE: Sản lượng trung bình trong năm N của Nhà máy điện mới tốt nhất (kWh);

I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong năm N, trừ các giờ thấp điểm đêm;

i: Chu kỳ giao dịch trong đó Nhà máy điện mới tốt nhất dự kiến được huy động trừ các giờ thấp điểm đêm;

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

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

Trong đó:

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

i: Chu kỳ giao dịch i trong tháng t;

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

QBNE: Sản lượng trung bình trong năm N của Nhà máy điện mới tốt nhất (kWh);

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

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

·         Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất và giá công suất thị trường trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới để trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt theo quy định tại Thông tư này.

KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN NĂM TỚI, THÁNG TỚI VÀ TUẦN TỚI

CÁC KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

·Kế hoạch vận hành thị trường điện năm

·Hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm và trình Cục Điều tiết điện lực thẩm định, ban hành để chuẩn bị cho vận hành thị trường bán buôn điện trong năm tới.

·Yêu cầu đối đối với kế hoạch vận hành thị trường điện năm:

·Khung thời gian lập kế hoạch: từ ngày 01 tháng 01 đến hết ngày 31 tháng 12 của năm tới.

·         Tần suất tính toán, ban hành: hàng năm.

·         Số liệu đầu vào, nguyên tắc tính toán: theo quy định tại Thông tư này

·Các kịch bản tính toán: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và phân tích đánh giá với các kịch bản nhất định bao gồm:

·Các kịch bản giá trần thị trường điện (SMP Cap) và chi phí khâu phát điện tương ứng.

·Tính toán với ít nhất 03 kịch bản giá trần thị trường điện SMP Cap.

đ) Các kết quả đầu ra: ác kết quả tính toán kế hoạch vận hành Thị trường bán buôn điện trong năm tới, và dự báo vận hành 01 năm tiếp theo, bao gồm:

·Giá trần thị trường điện áp dụng trong năm tới;

·Phân loại tổ máy nhiệt điện chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh.

·Lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất;

·Giá thị trường giao ngay dự kiến cho cho từng chu kỳ giao dịch áp dụng cho đơn vị phát điện, bao gồm: giá điện năng thị trường, giá công suất thị trường, giá thị trường toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện;

·Giá thị trường giao ngay dự kiến cho cho từng chu kỳ giao dịch áp dụng cho đơn vị mua điện, bao gồm: giá điện năng thị trường, giá công suất thị trường và các mức giá bù tráp dụng cho đơn vị mua điện;

·Sản lượng phát dự kiến của các nhà máy điện;

·Chi phí mua điện bình quân khâu phát điện theo mô phỏng thị trường điện;

·Giá trị nước các nhà máy thủy điện, mức nước tối ưu của các nhà máy điện từng tuần;

·Công suất điều tần và dự phòng quay của hệ thống điện và tại từng miền và danh sách các nhà máy dự kiến cung cấp các dịch vụ phụ trợ;

·Dự phòng công suất tại từng chu kỳ, các cảnh báo về nguy cơ thiếu nguồn dự phòng hoặc mất cân bằng cung cầu trong các chu kỳ;

·Tổn thất điện năng trên hệ thống điện truyền tải, bao gồm: tổn thất điện năng trên đường dây liên kết giữa các miền, tổn thất điện năng từ nút giao dịch của các nhà máy điện đến nút tham chiếu của từng miền (Bắc, Trung, Nam);

·Và các thông tin khác theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.

·Kế hoạch vận hành thị trường điện năm N được xây dựng căn cứ trên kết quả tính toán mô phỏng vận hành thị trường điện 24 tháng tới theo quy định tại Thông tư này, cụ thể như sau:

·         Sử dụng kết quả mô phỏng thị trường điện 24 tháng tới được tính toán tại thời điểm Quý IV năm N-1 (mô phỏng vận hành năm N và N+1).

·         Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện theo Quy trình Lập kế hoạch, mô phỏng dự báo thị trường điện năm tháng tuần do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

·Trình tự, thủ tục lập, phê duyệt kế hoạch vận hành thị trường điện năm

·Trước ngày 15 tháng 11 năm N-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành lập kế hoạch vận hành cho năm N và trình Cục Điều tiết điện lực. Hồ sơ trình bao gồm cả các thông số đầu vào và thuyết minh tính toán (dưới dạng văn bản và file dữ liệu).

·Trước ngày 01 tháng 12 năm N-1, Cục Điều tiết điện lực hoàn thành công tác thẩm định và ban hành quyết định phê duyệt kế hoạch vận hành thị trường điện năm N.

·Ngày 01 tháng 12 năm N-1, sau khi kế hoạch vận hành thị trường điện năm được phê duyệt, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các nội dung của kế hoạch này cho các đơn vị thành viên thị trường điện.

·         Kế hoạch vận hành thị trường điện tháng

·         Yêu cầu đối với kế hoạch vận hành thị trường điện tháng:

·Khung thời gian lập kế hoạch: từ ngày đầu tiên đến hết ngày cuối cùng của tháng tới.

·         Tần suất tính toán, ban hành: hàng tháng

·Các nội dung, kết quả chính của kế hoạch vận hành thị trường điện năm bao gồm:

·Phân loại tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh tháng tới;

·Giá trần bản chào tổ máy nhiệt điện áp dụng trong tháng tới;

·Các kết quả tính toán dự báo tình hình vận hành thị trường bán buôn điện trong 2 tháng tới gồm tháng M và 01 tháng M+1, bao gồm: các mức giá thị trường dự kiến cho từng chu kỳ giao dịch áp dụng cho đơn vị phát điện và các mức giá thị trường áp dụng cho các đơn vị mua điện, sản lượng phát dự kiến của các nhà máy điện từng chu kỳ giao dịch, giá trị nước các nhà máy thủy điện, các cảnh báo về nguy cơ thiếu nguồn dự phòng hoặc mất cân bằng cung cầu, và các thông tin khác theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.

·         Kế hoạch vận hành thị trường điện tháng M được xây dựng căn cứ trên kết quả của kịch bản cơ sở từ tính toán mô phỏng vận hành thị trường điện 2 tháng tới được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính tại thời điểm trong tháng M–1 để mô phỏng vận hành tháng M và M+1 theo quy định tại Thông tư này.

·         Trước ngày 20 tháng M-1, các đơn vị có trách nhiệm cung cấp thông tin cho đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phục vụ công tác lập kế hoạch. Trước ngày 25 tháng M-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành và công bố kế hoạch vận hành tháng M.

·Kế hoạch vận hành thị trường điện tuần

·Yêu cầu đối đối với kế hoạch vận hành thị trường điện tuần:

·Khung thời gian lập kế hoạch: từ ngày thứ Hai đến hết ngày Chủ nhật của 02 tuần tới.

·Tần suất tính toán, ban hành: hàng tuần.

·Các nội dung, kết quả chính của kế hoạch vận hành thị trường điện tuần bao gồm:

·Giá trị nước và giá trần bản chào của các tổ máy thủy điện;

·Các kết quả tính toán dự báo tình hình vận hành thị trường bán buôn điện trong 02 tuần tới (tuần T và T+1), bao gồm: giá điện năng thị trường dự kiến cho từng chu kỳ giao dịch, sản lượng phát dự kiến của các nhà máy điện, giá trị nước các nhà máy thủy điện, các cảnh báo về nguy cơ thiếu nguồn dự phòng hoặc mất cân bằng cung cầu trong tuần tới và 01 tuần tiếp theo.

·         Kế hoạch vận hành thị trường điện tuần T được xây dựng căn cứ trên kết quả tính toán mô phỏng vận hành thị trường điện 2 tuần tới được tính toán tại thời điểm trong tuần T–1 để mô phỏng vận hành tuần T và T+1 theo quy định tại Thông tư này.

·Trước 12h00 ngày thứ Sáu tuần T-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành và công bố kế hoạch vận hành thị trường điện tuần T.

MÔ PHỎNG DỰ BÁO VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

·Mô phỏng dự báo vận hành thị trường điện 24 tháng tới

·Yêu cầu đối với mô hình mô phỏng dự báo vận hành thị trường điện 24 tháng tới: Là hệ thống tích hợp giữa mô hình tính toán giá trị nước và mô hình mô phỏng thị trường điện.

·Mô hình tính toán giá trị nước:

·Áp dụng phương pháp tính toán tối ưu ngẫu nhiên để xác định hàm giá trị nước;

·Phương án tần suất nước theo xác suất ngẫu nhiên (Stochatic) hoặc theo tần xuất xác định trước (Deterministic) tại các miền với kịch bản phụ tải cơ sở (với các tần suất 75%, 65%);

·Đầu ra của mô hình tính toán giá trị nước là hàm giá trị nước của nhà máy thủy điện cho từng tuần.

·Mô hình mô phỏng thị trường điện: áp dụng phương pháp mô phỏng Monte Carlo hoặc các phương pháp tương đương, trong đó, chi phí biên ngắn hạn của nhà máy điện được sử dụng thay cho bản chào giá, cụ thể như sau:

·         Đối với nhà máy nhiệt điện trực tiếp tham gia thị trường: xác định chi phí biên ngắn hạn dựa trên suất hao nhiệt và chi phí nhiên liệu dự báo và các thông số kỹ thuật khác. Số liệu của các nhà máy nhiệt điện sẽ bao gồm các chi phí khởi động tại các trạng thái và các ràng buộc kỹ thuật khác;

·Đối với nhà máy thủy điện: sử dụng giá trị nước biên tính từ theo mô hình tính toán giá trị nước;

·Mô hình mô phỏng thị trường điện tính toán tối ưu từng chu kỳ giao dịch sử dụng số liệu đầu ra từ chu kỳ trước làm đầu vào cho chu kỳ tiếp theo. Việc tính toán tối ưu liên thời gian và tối ưu thủy điện được phản ánh tương quan hàm giá trị nước tính toán từ mô hình tính toán giá trị nước.

·Số liệu đầu vào bao gồm:

·Số liệu lưới điện truyền tải:

·Trong giai đoạn đầu vận hành thị trường bán buôn điện: thực hiện mô phỏng đơn giản hóa lưới điện truyền tải theo 03 nút tham chiếu đại diện cho 03 miền Bắc, Trung, Nam kết nối bởi các đường dây liên kết. Trong nội bộ từng miền, xét đến tổn thất điện năng và giới hạn truyền tải từ nút giao dịch của nhà máy điện đến nút tham chiếu của miền;

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố tổn thất và giới hạn truyền tải trên các đường dây liên kết giữa các miền, tổn thất điện năng và giới hạn truyền tải từ nút giao dịch của nhà máy điện đến nút tham chiếu của miền đó theo Quy trình tính toán tổn thất điện năng phục vụ vận hành thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực phê duyệt;

·Khi hệ thống cơ sở hạ tầng CNTT phục vụ thị trường điện và hệ thống điện được hoàn thiện, đáp ứng các yêu cầu cần thiết: thực hiện mô phỏng toàn bộ lưới điện truyền tải và lưới điện có đấu nối các nhà máy điện có công suất lớn hơn 30MW.

·Dự báo phụ tải: biểu đồ phụ tải dự báo từng miền cho từng ngày (gồm 48 chu kỳ giao dịch) trong khung thời gian tính toán, căn cứ trên biểu đồ phụ tải ngày điển hình (ngày làm việc, ngày thứ Bẩy, ngày Chủ nhật, và các ngày nghỉ lễ đặc biệt khác) cho từng tuần trong năm.

·         Lịch sửa chữa nguồn điện và lưới điện truyền tải của các đơn vị trong 24 tháng;

·Thông tin về tiến độ phát triển nguồn và lưới điện truyền tải trong 24 tháng tới;

đ) Số liệu kỹ thuật của các nhà máy nhiệt điện, công suất khả dụng, suất hao nhiệt, xác suất sự cố, tốc độ tăng giảm tải và các thông số kỹ thuật cần thiết khác;

·         Thông tin về giá nhiên liệu sơ cấp trong 2 năm tới bao gồm giá than và giá khí theo số liệu do cơ quan nhà nước có thẩm quyền ban hành. Trường hợp không có sẽ sử dụng số liệu dự báo;

·         Số liệu kỹ thuật của các nhà máy thủy điện, đặc tính thủy văn công suất khả dụng, suất hao nước, vùng cấm, tốc độ tăng giảm tải, các thông số về hồ chứa của nhà máy thủy điện, số liệu về tần suất thủy văn và các thông số kỹ thuật cần thiết khác;

·Giá trị mất tải (Value of Loss Load - VoLL);

·Nhu cầu các dịch vụ phụ trợ và danh MỤC các đơn vị phát điện có khả năng cung cấp dịch vụ phụ trợ trong năm tới;

·Các ràng buộc và các thông số kỹ thuật khác trong hệ thống điện.

·         Các kịch bản tính toán:

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và phân tích đánh giá với một số kịch bản nhất định bao gồm:

·Biểu đồ phụ tải dự báo và biểu đồ phát điện dự kiến của các tổ máy phát điện, nguồn điện không điều độ được và bán điều độ trong 24 tháng tới: theo các kịch bản phụ tải hệ thống điện: +/- 100 MW, +/- 500 MW, +1000 MW (hoặc +/- 1%, +/-2%; +5%);

·Dự báo lưu lượng nước về trong 24 tháng tới: mô phỏng theo phương pháp xác suất ngẫu nhiên hoặc theo xác suất với tần suất xác định trước (65%, 75%, cho từng miền).

·Các kết quả đầu ra:

Các kết quả tính toán dự báo tình hình vận hành thị trường bán buôn điện trong năm tới và 01 năm tiếp theo, bao gồm:

·Phân loại tổ máy nhiệt điện chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh;

·Sản lượng phát dự kiến của các nhà máy điện;

·Giá trị nước các nhà máy thủy điện, mức nước tối ưu của các nhà máy điện từng tuần;

·Các mức giá thị trường dự kiến cho từng chu kỳ giao dịch áp dụng cho đơn vị phát điện và áp dụng cho đơn vị mua điện;

·Chi phí mua điện bình quân khâu phát điện theo mô phỏng thị trường điện;

·Dự phòng công suất tại từng chu kỳ, các cảnh báo về nguy cơ thiếu nguồn dự phòng hoặc mất cân bằng cung cầu trong các chu kỳ tương ứng với mỗi kịch bản phụ tải và tần suất thủy văn;

·Và các thông tin khác theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.

·         Quy định về trách nhiệm thực hiện tính toán:

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện tính toán mô phỏng dự báo vận hành thị trường điện 24 tháng tới:

·Khung thời gian: tính từ quý Q đến Q + 7.

·         Tần suất thực hiện: hàng quý.

·         Thời điểm hoàn thành và công bố kết quả: trước 15 ngày kể từ ngày đầu tiên của quý Q.

·         Các đơn vị thành viên thị trường có trách nhiệm phối hợp, cung cấp các thông tin, dữ liệu cần thiết cho tính toán mô phỏng dự báo vận hành thị trường điện 24 tháng tới cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước trước 30 ngày kể từ ngày đầu tiên của quý Q.

·         Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện theo Quy trình Lập kế hoạch, mô phỏng dự báo thị trường điện năm tháng tuần do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

·Trình tự, thủ tục thực hiện và công bố mô phỏng dự báo vận hành thị trường điện 24 tháng tới:

·Trước ngày 01 tháng cuối cùng của mỗi Quý trong năm, các đơn vị thành viên thị trường có trách nhiệm phối hợp, cung cấp các thông tin, dữ liệu cần thiết cho tính toán mô phỏng dự báo vận hành thị trường điện 24 tháng tới cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

·Trước ngày 20 tháng cuối cùng của mỗi Quý trong năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố kết quả tính toán mô phỏng dự báo vận hành thị trường điện cho 24 tháng tới cho các đơn vị thành viên thị trường điện.

·Mô phỏng dự báo vận hành thị trường điện 02 tháng tới

·         Yêu cầu mô hình mô phỏng dự báo vận hành thị trường điện 02 tháng tới: theo quy định tại Khoản 1 Thông tư này.

·         Số liệu đầu vào: theo danh MỤC quy định tại Khoản 2 Thông tư này và được cập nhật cho khung thời gian tính toán.

·         Các kịch bản tính toán:

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và phân tích đánh giá với một số kịch bản nhất định bao gồm:

·Biểu đồ phụ tải dự báo và biểu đồ phát điện dự kiến của các tổ máy phát điện không thể điều độ được và bán điều độ trong 02 tháng tới: theo các kịch bản phụ tải hệ thống điện : +/- 100 MW, +/- 500 MW, +1000 MW (hoặc +/- 1%, 2%; +5%);

·Dự báo lưu lượng nước về trong 02 tháng tới: mô phỏng theo phương pháp xác suất ngẫu nhiên hoặc theo xác suất với tần suất xác định trước (65%, 75% cho từng miền).

·Các kết quả đầu ra:

Các kết quả tính toán dự báo tình hình vận hành thị trường bán buôn điện trong 02 tháng tới, bao gồm:

·Phân loại tổ máy nhiệt điện chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh;

·Sản lượng phát dự kiến của các nhà máy điện;

·Giá trị nước các nhà máy thủy điện, mức nước tối ưu của các nhà máy điện từng tuần;

·Công suất điều tần và dự phòng quay của hệ thống điện và tại từng miền. Danh sách các nhà máy dự kiến cung cấp các dịch vụ phụ trợ trong 02 tháng tới;

·Các mức giá thị trường dự kiến cho từng chu kỳ giao dịch áp dụng cho đơn vị phát điện và áp dụng cho đơn vị mua điện;

·Dự phòng công suất tại từng chu kỳ, các cảnh báo về nguy cơ thiếu nguồn dự phòng hoặc mất cân bằng cung cầu trong các chu kỳ tương ứng với mỗi kịch bản phụ tải và tần suất thủy văn;

·Và các thông tin khác theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.

·         Quy định về trách nhiệm thực hiện tính toán:

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện tính toán mô phỏng dự báo vận hành thị trường điện 02 tháng tới:

·         Khung thời gian: tính từ tháng ngày đầu tiên của tháng M đến ngày cuối cùng của tháng M+1;

·         Tần suất thực hiện: hàng tháng.

·Trình tự, thủ tục thực hiện và công bố mô phỏng dự báo vận hành thị trường điện 02 tháng tới:

·Trước ngày 15 hàng tháng các đơn vị thành viên thị trường có trách nhiệm phối hợp, cung cấp các thông tin, dữ liệu cần thiết cho tính toán mô phỏng dự báo vận hành thị trường điện 02 tháng tới cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

·Trước ngày 20 tháng M-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành tính toán mô phỏng vận hành thị trường điện 02 tháng tới, báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Cục Điều tiết điện lực và có trách nhiệm công bố các nội dung của kế hoạch này cho các đơn vị thành viên thị trường điện.

·Mô phỏng dự báo vận hành thị trường điện 02 tuần tới

·Yêu cầu đối đối với mô phỏng dự báo vận hành thị trường điện tuần:

·Khung thời gian lập kế hoạch: từ ngày thứ Hai đến hết ngày Chủ nhật của 02 tuần tới.

·Tần suất tính toán, ban hành: hàng tuần

·         Số liệu đầu vào:

·Chế độ vận hành hệ thống điện hiện tại (công suất phát và phụ tải);

·Phụ tải nút từng chu kỳ giao dịch (30 phút), dự báo biểu đồ phát của các nguồn điện không thể điều độ và bán điều độ với ít nhất 5 kịch bản phụ tải;

·Tần suất thủy văn theo xác suất ngẫu nhiên (hoặc tần suất xác định);

·Chi phí biên ngắn hạn của các tổ máy nhiệt điện;

·Mô hình lưới điện truyền tải;

·Ràng buộc an ninh hệ thống;

·Kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa nguồn và lưới;

·Giới hạn năng lượng theo ngày và tuần ở mức thấp và mức cao trong tuần tới do nhà máy có giới hạn năng lượng cung cấp;

·         Nhu cầu công suất dự phòng;

·Các số liệu khác cần thiết để mô phỏng hệ thống điện và thị trường điện.

·Kết quả đầu ra:

·Các mức giá thị trường dự kiến cho từng chu kỳ giao dịch trong 02 tuần tới áp dụng cho đơn vị phát điện và áp dụng cho đơn vị mua điện;

·Sản lượng phát dự kiến của từng tổ máy, nhà máy điện trong từng chu kỳ giao dịch của 02 tuần tới

·Giá trị nước và giá trần bản chào của các nhà máy thủy điện trong 02 tuần tới

·         Các kết quả có liên quan khác: cảnh báo thiếu nguồn dự phòng hoặc nguy cơ mất cân bằng cung cầu trong từng chu kỳ giao dịch, thời gian dự kiến lên xuống tổ máy…

·Trước 12h00 ngày thứ Sáu tuần T-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thành và công bố mô phỏng dự báo vận hành thị trường điện tuần T.

·Trách nhiệm phối hợp thực hiện tính toán mô phỏng vận hành thị trường điện và lập kế hoạch vận hành thị trường điện

·Lập lịch sửa chữa, bảo dưỡng nguồn điện và lưới điện:

·Các đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện, đơn vị phân phối điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa nguồn điện và lưới điện cho 02 năm tới theo quy định tại Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải và Thông tư quy định hệ thống điện phân phối. Các đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện, đơn vị phân phối điện được phép cập nhật thời gian sửa chữa trừ trường hợp phải đảm bảo an ninh hệ thống theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải xét đến lịch bảo dưỡng sửa chữa nguồn điện và lưới điện đã thống nhất trong quá trình mô phỏng vận hành thị trường điện và lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm, tháng, tuần.

·Dự báo phụ tải phục vụ vận hành hệ thống điện và thị trường điện:

·         Đơn vị mua buôn điện, khách hàng sử dụng điện lớn tham gia thị trường bán buôn điện, đơn vị xuất khẩu điện có trách nhiệm cung cấp thông tin, dữ liệu dự báo về tăng trưởng phụ tải thuộc phạm vi để phục vụ công tác tính toán dự báo nhu cầu phụ tải của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định Thông tư hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành và các quy trình hướng dẫn có liên quan cho Cục Điều tiết điện lực ban hành.

·Đơn vị phát điện sở hữu tổ máy không thể điều độ hoặc bán điều độ có trách nhiệm cung cấp các thông tin dữ liệu cần thiết về dự kiến khả năng phát điện của tổ máy cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để phục vụ công tác tính toán dự báo nhu cầu phụ tải.

·         Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện dự báo và công bố kết quả dự báo phụ tải tại các nút và biểu đồ phát điện của các tổ máy không thể điều độ hoặc bán điều độ để phục vụ các quy trình mô phỏng vận hành và lập kế hoạch vận hành thị trường điện. Trong năm đầu tiên vận hành Thị trường bán buôn điện, dự báo phụ tải được thực hiện cho 3 nút tương ứng với các miền Bắc, Trung và Nam.

·Phối hợp lập kế hoạch lên xuống tổ máy phát điện:

·         Đơn vị phát điện chịu trách nhiệm về quyết định lên xuống tổ máy thông qua bản chào giá. Đơn vị phát điện tham gia thị trường điện có thể sử dụng tín hiệu từ kết quả kế hoạch vận hành thị trường điện ngày tới để đưa ra thời gian dự kiến việc lên xuống tổ máy.

·Đơn vị phát điện phải thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện khi nhà máy điện dự kiến thực hiện khởi động hoặc ngừng tổ máy phát nếu thời gian khác với kế hoạch ngày tới gần nhất.

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt lịch lên xuống tổ máy của các thành viên thị trường trong thời gian thực trừ khi có ảnh hưởng đến độ tin cậy hoặc an ninh hệ thống điện.

·Phối hợp lập kế hoạch chạy thử nghiệm, nghiệm thu:

·         Đơn vị phát điện sở hữu tổ máy, nhà máy điện chạy thử nghiệm, nghiệm thu có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để thống nhất về kế hoạch vận hành thử nghiệm, nghiệm thu theo quy định tại Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải và các quy định khác có liên quan do Bộ Công Thương ban hành.

·         Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố biểu đồ phát điện dự kiến của các tổ máy chạy thử nghiệm, nghiệm thu theo kế hoạch đã thống nhất với đơn vị phát điện sở hữu tổ máy này để phục vụ tính toán mô phỏng vận hành thị trường điện, lập kế hoạch vận hành thị trường điện và các quy trình tính toán vận hành thị trường điện khác.

VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN NGÀY TỚI, TRONG NGÀY VÀ ĐIỀU ĐỘ THỜI GIAN THỰC

VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN NGÀY TỚI

·Thông tin vận hành thị trường ngày tới

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

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

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

·         Các kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D và D+1 theo quy định tại Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

·Sản lượng dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D và D+1 của các tổ máy không thể điều độ và tổ máy bán điều độ.

·Bản chào giá của đơn vị phát điện

·         Quy định chung về chào giá

·Đơn vị phát điện có trách nhiệm nộp bản chào giá cho từng tổ máy phát điện cho 02 ngày tới tương ứng với trạng thái vận hành và nhiên liệu sử dụng theo thời gian biểu vận hành thị trường.

·Các nhà máy có trách nhiệm chủ động đưa ra chiến lược chào giá phù hợp để đáp ứng được các ràng buộc kỹ thuật của tổ máy phát điện.

·Các nhà máy thủy điện có trách nhiệm chào giá đảm bảo được các điều kiện ràng buộc khác như tưới tiêu, chống lũ, duy trì dòng chảy sinh thái theo yêu cầu của Ủy ban nhân dân cấp tỉnh có liên quan hoặc các cơ quan quản lý nhà nước được Ủy ban nhân dân tỉnh ủy quyền.

·Bản chào giá của các đơn vị phát điện

·Bản chào giá của tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch phải bao gồm:

·         10 cặp giá (VND/kWh) và công suất (MW) cho tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D và D+1;

·Công suất khả dụng lớn nhất (MW);

·         Tốc độ tăng giảm tải (MW/phút);

·         Ràng buộc kỹ thuật khi vận hành đồng thời các tổ máy.

·         Đơn vị công suất là MW, với số thập phân nhỏ nhất là 0,1.

·         Đơn vị của giá chào là đồng/kWh, với số thập phân nhỏ nhất là 0,1.

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

đ) Công suất chào của dải chào sau không được thấp hơn công suất của dải chào liền trước. Bước chào tối thiểu (nếu có) là 03 (ba) MW.

·Công suất công bố của tổ máy trong bản chào ngày D và D+1 không thấp hơn mức công suất công bố trong ngày D-2 theo Quy trình đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành trừ trường hợp sự cố kỹ thuật bất khả kháng. Nhà máy có trách nhiệm cập nhật công suất công bố khi có sự cố dẫn đến giảm công suất khả dụng.

·Bản chào của các nhà máy thủy điện (đối với các tổ máy thuỷ điện có thể điều độ):

·         Mức công suất đầu tiên trong dải chào đầu tiên của bản chào có giá trị từ 0 (không) MW trở lên.

·         Dải công suất chào cuối cùng trong bản chào của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 ngày phải bằng mức công suất công bố tại điểm e Khoản này.

·Bản chào của các nhà máy nhiệt điện (đối với các tổ máy nhiệt điện có thể điều độ):

·         Mức công suất trong dải chào đầu tiên của bản chào phải bằng công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy của nhà máy điện. Giá chào trong dải chào đầu tiên của bản chào được phép bằng mức giá sàn bản chào của tổ máy.

·         Trường hợp giá chào trong dải chào đầu tiên của bản chào bằng mức giá sàn bản chào của tổ máy, giá chào trong dải chào kế tiếp phải cao hơn mức giá sàn bản chào.

·         Dải công suất chào cuối cùng phải bằng công suất công bố tại điểm e Khoản này.

·Bản chào giá trong những trường hợp đặc biệt:

·Bản chào của các nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 01 ngày được quy định như sau:

·         Giá chào bằng 0 đồng/kWh cho tất cả các dải công suất chào;

·         Công suất chào bằng công suất dự kiến phát của tổ máy trong chu kỳ giao dịch. Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 01 ngày được phép nộp bản chào giá sửa đổi tăng công suất theo tình hình thuỷ văn thực tế của nhà máy.

·         Bản chào của các tổ máy nhiệt điện trong quá trình khởi động và dừng máy:

·Công suất chào được phép thấp hơn mức công suất phát ổn định thấp nhất.

·Giá chào bằng mức bằng giá sàn bản chào của tổ máy nhiệt điện cho toàn bộ dải công suất từ 0 MW đến công suất phát ổn định thấp nhất;

·Bản chào của nguồn điện nhập khẩu nối lưới truyền tải:

·Công suất chào bằng mức công suất nhập khẩu dự kiến trong chu kỳ giao dịch;

·Giá chào bằng giá sàn bản chào của tổ máy nhiệt điện;

·Bản chào mặc định của nhà máy điện BOT không trực tiếp chào giá trên thị trường bán buôn điện: giá chào theo đường đặc tính chi phí biên theo mức tải hoặc giá chào dựa trên giá biến đổi được quy định tại hợp đồng mua bán điện.

đ) Chào giá cho nhóm các tổ máy phát điện có ràng buộc kỹ thuật:

·Trường hợp các tổ máy phát điện của nhà máy điện có các ràng buộc kỹ thuật với nhau, trong đó công suất phát của một tổ máy này phụ thuộc trực tiếp vào chế độ vận hành của một tổ máy khác, Đơn vị phát điện được phép lựa chọn gộp các tổ máy này thành một tổ máy có thông số tương đương với nhóm các tổ máy này và đăng ký Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để thực hiện chào giá trên thị trường điện.

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra, phê duyệt yêu cầu chào giá cho nhóm tổ máy theo tổ máy tương đương của các đơn vị phát điện nếu nhà máy điện này đáp ứng các yêu cầu sau: i) Các tổ máy phát điện trong nhóm có các ràng buộc kỹ thuật với nhau về công suất phát; ii) Nhà máy điện phải trang bị đầy đủ hệ thống SCADA kết nối với hệ thống SCADA của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện; iii) Có hệ thống đo đếm điện năng phù hợp.

·Chào giá cho các nhà máy thủy điện bậc thang

·         Nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang có trách nhiệm chào giá theo một bản chào giá chung cả nhóm và tuân thủ giới hạn giá chào.

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

·         Trong trường hợp không đăng ký đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang, các đơn vị phát điện tự chào giá cho nhà máy của mình căn cứ theo kết quả tính toán giá trị nước của nhóm.

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

·         Trong trường hợp nhà máy thuỷ điện thuộc nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang đề xuất tự chào giá, căn cứ theo đề xuất của nhà máy thuỷ điện thuộc nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang và các ràng buộc tối ưu sử dụng nước của cả nhóm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét, quyết định việc chào giá của nhà máy thuỷ điện này.

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

·Nộp bản chào giá hai ngày tới

·Trước 11h30 ngày D-1, các đơn vị nộp bản chào giá ngày D và D+1 cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện:

·         Đơn vị phát điện giao dịch trực tiếp: nộp bản chào cho từng tổ máy phát điện của đơn vị theo quy định tại Thông tư này;

·         Đơn vị nhập khẩu điện: nộp bản chào cho nguồn điện nhập khẩu nối lưới truyền tải theo quy định tại điểm Khoản Thông tư này.

·         Đơn vị đại diện giao dịch: nộp bản chào cho các nhà máy điện BOT không trực tiếp tham gia thị trường bán buôn điện theo quy định tại điểm Khoản Thông tư này.

·         Các đơn vị chào giá nộp bản chào giá qua hệ thống thông tin thị trường. Trong trường hợp do sự cố không thể sử dụng hệ thống thông tin thị trường, đơn vị chào giá có trách nhiệm thống nhất với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các phương thức khác cho việc nộp bản chào giá theo thứ tự ưu tiên sau:

·Bằng thư điện tử vào địa chỉ hộp thư do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định;

·Bằng fax theo số fax do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định;

·Nộp bản chào trực tiếp tại trụ sở Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

·Kiểm tra tính hợp lệ và xử lý bản chào ngày tới

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

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

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

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

·Trong trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không nhận được bản chào giá hoặc bản chào giá cuối cùng của đơn vị chào giá không hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng bản chào giá mặc định của Đơn vị phát điện đó làm bản chào giá lập lịch.

·Bản chào giá mặc định

Bản chào giá mặc định của các nhà máy điện được xác định như sau:

·         Đối với các nhà máy nhiệt điện: bản chào giá mặc định là bản chào giá hợp lệ gần nhất. Trong trường hợp bản chào giá hợp lệ gần nhất không phù hợp với trạng thái vận hành thực tế của tổ máy, bản chào giá mặc định là bản chào giá tương ứng với trạng thái hiện tại và nhiên liệu sử dụng trong bộ bản chào giá mặc định áp dụng cho tháng đó của tổ máy. Đơn vị chào giá có trách nhiệm xây dựng bộ bản chào mặc định áp dụng cho tháng tới của tổ máy nhiệt điện tương ứng với các trạng thái vận hành và nhiên liệu của tổ máy và nộp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 27 hàng tháng;

·         Đối với các nhà máy thuỷ điện và nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang, bản chào giá mặc định là bản chào có giá chào bằng giá trần bản chào tương ứng của nhà máy thủy điện được quy định tại Điều 41 Thông tư này.

·Đối với các nhà máy BOT: bản chào giá mặc định là bản chào giá theo đường đặc tính chi phí biên theo mức tải hoặc có giá chào dựa trên giá biến đổi được quy định tại hợp đồng mua bán điện.

·Lập lịch huy động ngày tới

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng phần mềm lập lịch huy động để tính toán lập lịch huy động hai ngày tới.

·Các số liệu đầu vào được mô phỏng trong phần mềm lập lịch để lập lịch huy động hai ngày tới bao gồm:

·         Phụ tải từng chu kỳ giao dịch trong ngày D và D+1 của hệ thống điện miền Bắc, Trung, Nam và tại các nút phụ tải từ cấp điện áp 110 kV;

·         Số liệu về lưới điện truyền tải: theo quy định tại điểm Khoản Thông tư này;

·Bản chào giá của các Đơn vị phát điện và đơn vị đại diện giao dịch;

đ) Biểu đồ huy động dự kiến của các tổ máy bán điều độ và tổ máy không thể điều độ;

·         Giới hạn công suất từng giờ của các tổ máy thuộc nhà máy điện hoặc cụm nhà máy điện bị giới hạn sản lượng do khí;

·Công suất phát dự kiến của các nhà máy cung cấp dịch vụ phụ trợ có ký hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

·Dữ liệu về dịch vụ dự phòng quay và điều tần, bao gồm:

·Tổng nhu cầu điều tần, dự phòng quay của hệ thống điện trong từng chu kỳ giao dịch;

·Danh sách tổ máy được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chỉ định để cung cấp dịch vụ điều tần, dự phòng quay trong chu kỳ giao dịch;

·         ợng công suất điều tần, dự phòng quay được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phân bổ cho từng tổ máy trong danh sách.

·Lịch sửa chữa lưới truyền tải và các tổ máy phát điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt;

·Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện;

·         Các kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Thông tư quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành;

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

·Căn cứ các số liệu đầu vào tại khoản 2 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện tính toán lập lịch huy động có xét đến ràng buộc và lập lịch huy động không xét đến ràng buộc nghẽn mạch trên lưới điện.

·Kết quả của Lịch huy động không xét ràng buộc nghẽn mạch trên lưới điện:

·Giá điện năng thị trường dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của 02 ngày tới;

·Thứ tự huy động các tổ máy phát điện trong từng chu kỳ giao dịch của 02 ngày tới.

·Kết quả của Lịch huy động có xét đến ràng buộc

·Biểu đồ dự kiến huy động từng tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới, giá biên từng miền trong từng chu kỳ giao dịch 02 ngày tới;

·Lịch ngừng, khởi động và trạng thái nối lưới dự kiến của từng tổ máy trong 02 ngày tới;

·         Các thông tin cảnh báo (nếu có).

·Lập lịch huy động ngày tới trong trường hợp thừa công suất

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

·Giảm công suất các tổ máy có giá trần bản chào theo thứ tự từ cao đến thấp;

·Ngừng các tổ máy có giá trần bản chào theo thứ tự từ cao đến thấp;

·Ngừng các tổ máy có chi phí khởi động từ thấp đến cao.

·Khi khởi động lại theo thứ tự các tổ máy có giá trần bản chào theo thứ tự từ thấp đến cao.

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

·Việc khởi động lại các tổ máy ngừng trong trường hợp thừa nguồn được thực hiện theo thứ tự giá chào, trong trường hợp giá chào bằng nhau, việc khởi động lại các tổ máy được thực hiện theo thứ tự giá trần bản chào từ thấp đến cao.

·Công bố thông tin vận hành ngày tới

Trước 16h00 hàng ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các thông tin trong lịch huy động ngày D và dự kiến D+1, cụ thể như sau:

·Công suất huy động dự kiến bao gồm cả công suất điều tần và dự phòng quay của các tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch của 02 ngày tới. Giá biên từng miền trong từng chu kỳ giao dịch 02 ngày tới.

·Giá điện năng thị trường dự kiến cho từng chu kỳ giao dịch của 02 ngày tới.

·Danh sách các tổ máy dự kiến phải phát tăng hoặc phát giảm công suất trong từng chu kỳ giao dịch của 02 ngày tới.

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

·Các chu kỳ giao dịch dự kiến thiếu công suất;

·ợng công suất thiếu;

·Các ràng buộc an ninh hệ thống bị vi phạm.

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

·Các chu kỳ giao dịch dự kiến thừa công suất;

·Các tổ máy dự kiến sẽ dừng phát điện.

·Kế hoạch lên, xuống tổ máy phát điện

·Đối với tổ máy khởi động chậm, Đơn vị phát điện có trách nhiệm chuẩn bị sẵn sàng để hoà lưới tổ máy này theo lịch huy động hai ngày tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố.

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

VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN TRONG NGÀY GIAO DỊCH

·Sửa đổi bản chào ngày tới

·Trước nhất 4 tiếng trước thời điểm bắt đầu mỗi chu kỳ chào giá lại của ngày D, đơn vị phát điện và đơn vị đại diện giao dịchép sửa đổi lại bản chào giá đã nộp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tại Thông tư này và nộp lại bản chào giá sửa đổi cho các chu kỳ giao dịch còn lại trong ngày D và D+1 cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện .

·         Quy định về sửa đổi bản chào giá:

·         Đối với các chu kỳ giao dịch còn lại của ngày D: chỉ được phép thay đổi công suất chào, không được phép thay đổi giá chào so với bản chào giá đã nộp ngày D-1

·         Đối với các chu kỳ giao dịch ngày D+1: được phép cập nhật lại giá chào và công suất chào.

·Kiểm tra tính hợp lệ bản chào sửa đổi

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của các bản chào giá sửa đổi theo quy định tại Điều 40 Thông tư này.

·Cập nhật lịch huy động ngày tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng bản chào giá sửa đổi làm bản chào giá lập lịch để tính toán cập nhật lập lịch huy động cho các chu kỳ giao dịch còn lại của ngày D và các chu kỳ giao dịch của ngày D+1.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố kết quả tính toán cập nhật lịch huy động ngày trong vòng 1 tiếng trước thời điểm bắt đầu mỗi chu kỳ chào giá lại của ngày D.

VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CHO CHU KỲ GIAO DỊCH TỚI VÀ ĐIỀU ĐỘ THỜI GIAN THỰC

·Chào giá cho chu kỳ giao dịch tới

·Trong ngày D, Đơn vị phát điện, đơn vị đại diện giao dịch được phép sửa đổi bản chào giá đã nộp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định tại và Thông tư này cho chu kỳ giao dịch tới trong các trường hợp sau:

·Tổ máy phát điện bị sự cố, gây ngừng máy hoặc giảm công suất khả dụng

·Sửa chữa tổ máy ngoài kế hoạch đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt.

·Các nhà máy thủy điện điều tiết dưới 01 ngày, trong trường hợp nước về hồ nhiều dẫn đến phải xả hoặc mức nước hồ chứa về đến mức nước chết.

·         Tổ máy nhiệt điện đang trong quá trình hòa lưới hoặc ngừng máy.

·Quy định về bản chào giá cho chu kỳ giao dịch tới:

·         Đối với các trường hợp quy định tại điểm a, b Khoản 1 Điều này: bản chào giá cho chu kỳ giao dịch tới chỉ được phép điều chỉnh giảm công suất, không được phép thay đổi giá chào so với bản chào giá hợp lệ gần nhất của tổ máy.

·         Đối với các trường hợp quy định tại điểm c, d Khoản 1 Điều này: bản chào giá cho chu kỳ giao dịch tới được phép cập nhật lại công suất chào, không được phép thay đổi giá chào so với bản chào giá hợp lệ gần nhất của tổ máy

·         Đơn vị phát điện, đơn vị chào giá có trách nhiệm nộp lại bản chào giá cho các chu kỳ giao dịch còn lại trong ngày D cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ít nhất 45 phút trước chu kỳ giao dịch T của ngày D.

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của bản chào giá và sử dụng bản chào giá quy định tại Khoản 3 Điều này để tính toán lập lịch huy động từ chu kỳ giao dịch T.

·Số liệu đầu vào cho lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới

Các số liệu đầu vào được mô phỏng trong phần mềm lập lịch để lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới:

·Biểu đồ phụ tải của toàn hệ thống và từng miền Bắc, Trung, Nam dự báo cho chu kỳ giao dịch tới và 08 chu kỳ giao dịch tiếp theo.

·         Số liệu về lưới điện truyền tải: theo quy định tại điểm Khoản Thông tư này.

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

·         Các bản chào giá lập lịch của các đơn vị chào giá có cập nhật các bản chào giờ của các tổ máy khởi động chậm trong quá trình hoà lưới, bản chào giờ của các tổ máy trong quá trình ngừng tổ máy do sự cố hoặc giảm công suất do sự cố kỹ thuật bất khả kháng.

·         Các bản chào sửa đổi ngày tới của các tổ máy theo quy định tại Điều 40 Thông tư này.

·         Các bản chào giá sửa đổi chu kỳ giao dịch tới theo quy định tại Điều 40 Thông tư này.

·Dữ liệu về dịch vụ dự phòng quay và điều tần, bao gồm:

·Tổng nhu cầu điều tần, dự phòng quay của hệ thống điện trong từng chu kỳ giao dịch;

·Danh sách tổ máy được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chỉ định để cung cấp dịch vụ điều tần, dự phòng quay trong chu kỳ giao dịch;

·         ợng công suất điều tần, dự phòng quay được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phân bổ cho từng tổ máy trong danh sách.

·Độ sẵn sàng của lưới điện truyền tải và các tổ máy phát điện từ hệ thống SCADA/EMS hoặc do Đơn vị truyền tải điện và các Đơn vị phát điện cung cấp.

·Các ràng buộc khác về an ninh hệ thống.

·Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện.

·Mô hình tính toán lập lịch huy động

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng phần mềm lập lịch huy động để tính toán lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới.

·         Hàm Mục tiêu của phần mềm lập lịch huy động là tối thiểu hoá chi phí mua điện qua thị trường từ các tổ máy phát điện và các chi phí phạt vi phạm ràng buộc cho từng chu kỳ tính toán.

·Phần mềm lập lịch huy động mô phỏng hệ thống điện với phải đảm bảo mô phỏng được đầy đủ các ràng buộc trong vận hành nhà máy điện và hệ thống điện.

·Công bố lịch huy động cho chu kỳ giao dịch tới

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lịch huy động giờ tới 5 phút trước chu kỳ giao dịch, bao gồm các nội dung sau:

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

·Lịch huy động các tổ máy phát điện,

·Giá biên các miền Bắc, Trung, Nam trong chu kỳ giao dịch tới và 08 chu kỳ giao dịch tiếp theo.

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

·         Công suất điều tần và dự phòng quay huy động từ các nguồn cung cấp dịch vụ dự phòng

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

·ợng vi phạm ràng buộc (biến vi phạm ràng buộc khác giá trị 0)

·Điều độ thời gian thực

·         Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm vận hành hệ thống điện trong thời gian thực căn cứ lịch huy động chu kỳ giao dịch tới đã được công bố và tuân thủ quy định về vận hành hệ thống điện thời gian thực tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

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

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm theo dõi giám sát mức sai lệch giữa công suất phát của các tổ máy phát điện so với mức công suất điều độ:

·Trong trường hợp hệ thống SCADA/EMS được trang bị hoàn thiện:

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đặt 02 ngưỡng giới hạn: ngưỡng giới hạn thấp (tương ứng với mức sai số cho phép nhỏ) và ngưỡng giới hạn cao (tương ứng với mức sai số cho phép lớn)

Ngưỡng giới hạn thấp = Max {1,5 MW; 3% công suất đặt}

Ngưỡng giới hạn cao = Max {1,5 MW; 5% công suất đặt}.

·Nếu công suất phát của tổ máy sai lệch so với công suất điều độ ở mức lớn hơn ngưỡng giới hạn thấp trong khoảng 6 chu kỳ 5 phút liên tiếp, tổ máy bị coi là không tuân thủ lệnh điều độ;

·Nếu công suất phát của tổ máy sai lệch so với công suất điều độ ở mức lớn hơn ngưỡng giới hạn cao trong khoảng 3 chu kỳ 5 phút liên tiếp, tổ máy bị coi là không tuân thủ lệnh điều độ.

·Đối với các tổ máy bán điều độ, sai số điều độ sẽ áp dụng khi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, thông qua tính toán điều độ tối ưu, đưa ra lệnh giảm công suất đối với tổ máy so với mức công suất phát để đảm bảo an ninh hệ thống.

·Trong trường hợp hệ thống SCADA/EMS chưa hoàn thiện:

a) Sai số điện năng điều độ tại đầu cực đối với các tổ máy có công suất lắp đặt dưới 100 MW là 5%, đối với các tổ máy có công suất lắp đặt từ 100 MW trở lên là 3% nhưng trong mọi trường hợp không nhỏ hơn 1,5 MW.

b) Trường hợp tổ máy nhiệt điện trong quá trình khởi động hoặc quá trình dừng máy (không phải do sự cố) thì sẽ không xét đến sai số điều độ của tổ máy. Nếu tổ máy có ràng buộc kỹ thuật, gây ảnh hưởng đến công suất phát của các tổ máy khác của nhà máy thì các tổ máy bị ảnh hưởng này cũng sẽ không xét đến sai số điều độ của tổ máy.

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

·Giám sát tuân thủ lệnh điều độ và xử lý vi phạm lệnh điều độ

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

·Giám sát sự tuân thủ lệnh điều độ của các nhà máy điện

·Xác định các tiêu chuẩn giới hạn (ngưỡng giới hạn) để xác định các trường hợp không tuân thủ lệnh điều độ.

·         Thực hiện các biện pháp khắc phục cần thiết trong quá trình vận hành thời gian thực, để điều chỉnh các tổ máy vi phạm lệnh điều độ căn cứ theo mức độ nghiêm trọng và thời gian của việc không tuân thủ đó.

·         Sau khi kết thúc ngày vận hành, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện báo cáo Cục Điều tiết điện lực về các trường hợp tổ máy không tuân thủ lệnh điều độ (nếu có).

·Trường hợp Đơn vị phát điện không tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị phát điện bị xử lý theo Nghị định 134/2013/NĐ-CP ngày 17 tháng 10 năm 2013 cùa Chính phủ về xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực, an toàn đập thủy điện, sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả.

ĐO ĐẾM ĐIỆN NĂNG PHỤC VỤ THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN

TRÁCH NHIỆM CHUNG CỦA CÁC ĐƠN VỊ TRONG QUẢN LÝ ĐO ĐẾM ĐIỆN NĂNG

·Trách nhiệm của Đơn vị bán điện trực tiếp giao dịch

·Thỏa thuận, thống nhất với Đơn vị truyền tải điện hoặc Đơn vị phân phối điện (sau đây gọi là Đơn vị quản lý lưới điện) về các nội dung sau:

·Vị trí đo đếm mua bán buôn với lưới điện truyền tải và lưới điện phân phối;

·Thiết kế hệ thống đo đếm chính và các hệ thống đo đếm dự phòng tương ứng.

·         Đầu tư, lắp đặt, nghiệm thu, kiểm định, thay thế, loại bỏ hệ thống đo đếm, hệ thống niêm phong kẹp chì, thiết bị phục vụ thu thập và truyền số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý theo quy định hiện hành.

·         Quản lý vận hành, bảo dưỡng thiết bị thuộc các hệ thống đo đếm, hệ thống thu thập và truyền số liệu đo đếm mua bán buôn điện nằm trong phạm vi quản lý.

·Thỏa thuận về việc quản lý vận hành, bảo dưỡng thiết bị thuộc các hệ thống đo đếm với Đơn vị quản lý lưới điện trong trường hợp có các hệ thống đo đếm, hệ thống thu thập và truyền số liệu đo đếm mua bán buôn điện đặt tại trạm điện của Đơn vị Quản lý lưới điện.

·Phối hợp với Đơn vị quản lý số liệu đo đếm và Đơn vị quản lý lưới điện trong việc quản lý, bảo mật, cung cấp, xác nhận số liệu đo đếm, kiểm tra, kiểm định và xử lý sự cố các hệ thống đo đếm.

·Trách nhiệm của Đơn vị mua điện

·Thỏa thuận, thống nhất với Đơn vị quản lý lưới điện về: (i) vị trí đo đếm mua bán buôn điện với lưới điện truyền tải và lưới điện phân phối; (ii) thiết kế hệ thống đo đếm chính và các hệ thống đo đếm dự phòng tương ứng.

·         Thỏa thuận với Đơn vị quản lý lưới điện về việc đầu tư, lắp đặt, nghiệm thu, kiểm định, thay thế, loại bỏ hệ thống đo đếm, hệ thống niêm phong kẹp chì, thiết bị phục vụ thu thập và truyền số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý theo quy định hiện hành.

·         Quản lý vận hành, bảo dưỡng thiết bị thuộc các hệ thống đo đếm, hệ thống thu thập và truyền số liệu đo đếm mua bán buôn điện nằm trong phạm vi quản lý.

·Thỏa thuận về việc quản lý vận hành, bảo dưỡng thiết bị thuộc các hệ thống đo đếm với Đơn vị quản lý lưới điện trong trường hợp có các hệ thống đo đếm, hệ thống thu thập và truyền số liệu đo đếm mua bán buôn điện đặt tại trạm điện của Đơn vị Quản lý lưới điện.

·Phối hợp với Đơn vị quản lý số liệu đo đếm và Đơn vị quản lý lưới điện trong việc quản lý, bảo mật, cung cấp, xác nhận số liệu đo đếm, kiểm tra, kiểm định và xử lý sự cố các hệ thống đo đếm.

·Trách nhiệm của Đơn vị quản lý lưới điện

·         Thoả thuận với Đơn vị bán điện, Đơn vị mua điện và các Đơn vị quản lý lưới điện có liên quan (có đấu nối trên lưới điện truyền tải và phân phối) về vị trí đo đếm và thiết kế hệ thống đo đếm chính và dự phòng.

·         Đầu tư hệ thống đo đếm điện năng thuộc phạm vi quản lý theo quy định hiện hành; Cung cấp dịch vụ quản lý vận hành, bảo dưỡng thiết bị thuộc các hệ thống đo đếm, hệ thống thu thập và truyền số liệu đo đếm mua bán buôn điện nằm trong phạm vi quản lý.

·Trách nhiệm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

·Phối hợp với Đơn vị quản lý số liệu đo đếm và các đơn vị liên quan trong việc thu thập số liệu đo đếm trong thị trường điện.

·Quản lý, sử dụng số liệu đo đếm trong phạm vi thị trường bán buôn điện cạnh tranh phục vụ thanh toán và điều hành thị trường điện.

·Trách nhiệm của Đơn vị quản lý số liệu đo đếm.

·Cung cấp, quản lý vận hành các thiết bị, chương trình, phần mềm thuộc hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm đặt tại trung tâm thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý số liệu đo đếm.

·Cung cấp, quản lý vận hành đường truyền thu thập số liệu đo đếm tính từ cổng giao tiếp của thiết bị phục vụ thu thập số liệu đặt tại vị trí đo đếm.

·Thu thập, cung cấp số liệu đo đếm cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, bên bán điện, mua điện và các đơn vị có liên quan đảm bảo tính đầy đủ và chính xác của các số liệu đo đếm phục vụ MỤC đích thanh toán trong thị trường điện.

·Trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh, Đơn vị quản lý số liệu đo đếm là các đơn vị sau: Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia, các Tổng công ty Điện lực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia. Trường hợp có đề xuất khác, Tập đoàn Điện lực Việt Nam báo cáo Bộ Công Thương xem xét quyết định.

·Trách nhiệm của Đơn vị kiểm toán số liệu đo đếm

·Thực hiện kiểm toán quy trình thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý số liệu đo đếm định kỳ hàng năm để đánh giá sự chính xác của quá trình thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm hoặc kiểm toán đột xuất khi có yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.

·         Bảo mật các thông tin liên quan đến hoạt động kiểm toán.

THIẾT LẬP VỊ TRÍ ĐO ĐẾM, HỆ THỐNG ĐO ĐẾM, HỆ THỐNG THU THẬP VÀ XỬ LÝ SỐ LIỆU ĐO ĐẾM PHỤC VỤ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

·Vị trí đo đếm trong Thị trường bán buôn điện cạnh tranh

·         Trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh mỗi đơn vị đều có hệ thống đo đếm điện năng được đăng ký để sử dụng cho thanh toán của từng đơn vị, số liệu đo đếm điện năng có thể được sử dụng để chia sẻ thông tin và sử dụng tính toán điện năng cho các đơn vị khác.

·Các vị trí đo đếm trên thị trường bán buôn phải được định danh riêng trong cơ sở dữ liệu của hệ thống quản lý số liệu đo đếm điện năng theo quy định thống nhất áp dụng cho tất cả các thành viên trên thị trường, bao gồm:

·Các vị trí đo đếm giao nhận giữa nhà máy điện với lưới điện truyền tải;

·Các vị trí đo đếm giao nhận xuất nhập khẩu nối lưới điện truyền tải;

·Các vị trí đo đếm giao nhận giữa lưới điện truyền tải với phân phối;

·Các vị trí đo đếm giao nhận của các khách hàng lớn tham gia thị trường điện (nối lưới truyền tải hoặc phân phối).

·Các vị trí đo đếm giao nhận của các nhà máy điện nối lưới phân phối tham gia thị trường điện.

·Các vị trí đo đếm giao nhận với các nhà máy điện nối lưới phân phối không tham gia thị trường điện.

·Các vị trí đo đếm giao nhận truyền tải hộ giữa các đơn vị phân phối;

·Các vị trí đo đếm xuất nhập khẩu nối lưới điện phân phối.

·Vị trí đo đếm điện năng

·Nguyên tắc xác định vị trí đo đếm

·Vị trí đo đếm phục vụ giao nhận điện trên thị trường bán buôn điện phải trùng hoặc liền kề với điểm đấu nối;

·Trường hợp không đủ điều kiện để bố trí hệ thống đo đếm theo quy định tại điểm a khoản 1 Điều này, các Đơn vị mua điện và Đơn vị bán điện và Đơn vị quản lý lưới điện phải thỏa thuận vị trí đo đếm điện năng thay thế đồng thời xác định phương thức quy đổi điện năng từ vị trí đo đếm thay thế về điểm đấu nối;

·Trong trường hợp vị trí đo đếm điện năng thay thế đặt tại trạm điện của Đơn vị quản lý lưới điện thì Đơn vị phát điện, Đơn vị mua điện và Đơn vị bán điện phải thỏa thuận, thống nhất với Đơn vị quản lý lưới điện và về vị trí đo đếm phương thức quy đổi điện năng từ vị trí đo đếm về điểm đấu nối;

·Trường hợp vị trí đo đếm không đảm bảo đo đếm chính xác điện năng mua bán, Đơn vị quản lý lưới điện và các đơn vị liên quan phải thống nhất phương thức tính toán điện năng quy đổi về điểm đấu nối.

·Quy định cụ thể về vị trí đo đếm đối với từng trường hợp như sau:

a) Vị trí đo đếm giao nhận giữa nhà máy điện với lưới điện truyền tải hoặc lưới phân phối tham gia thị trường điện:

·Vị trí đo đếm chính được xác định tại máy cắt tổng (máy cắt đầu cực) các phía cao, trung áp của máy biến áp nâng áp và phía cao áp của máy biến áp tự dùng dự phòng nhận điện của điểm đấu nối;

·Vị trí đo đếm dự phòng 1 được xác định tại các xuất tuyến lộ đường dây của nhà máy điện;

·Vị trí đo đếm dự phòng 2 được xác định tại đầu cực tổ máy phát điện hoặc theo thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị Quản lý lưới điện;

b) Vị trí đo đếm giao nhận xuất nhập khẩu nối lưới điện truyền tải hoặc lưới phân phối:

·Vị trí đo đếm chính được xác định tại máy cắt tổng đường dây xuất nhập khẩu điện phía Việt Nam trừ khi có thỏa thuận riêng cấp Chính phủ.

·Vị trí đo đếm dự phòng được xác định theo thỏa thuận giữa các đơn vị xuất nhập khẩu điện.

c) Vị trí đo đếm giao nhận giữa lưới điện truyền tải với phân phối

·Vị trí đo đếm chính được xác định tại máy cắt tổng (máy cắt đầu cực) phía 110kV và trung áp của máy biến áp lực tại trạm điện của Đơn vị truyền tải điện.

·Vị trí đo đếm dự phòng 1 được xác định tại xuất tuyến đường dây 110kV và các máy cắt tự dùng, đường dây phân phối

·Vị trí đo đếm dự phòng 2 được xác định theo thỏa thuận giữa Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị phân phối điện.

d) Vị trí đo đếm giao nhận của các khách hàng lớn tham gia thị trường điện (nối lưới truyền tải hoặc phân phối):

·Vị trí đo đếm chính được xác định tại máy cắt tổng phía cao áp máy biến áp lực của khách hàng lớn;

·Vị trí đo đếm dự phòng 1 được xác định tại xuất tuyến đường dây của khách hàng lớn;

·Vị trí đo đếm dự phòng 2 được xác định theo thỏa thuận giữa khách hàng và Đơn vị quản lý lưới điện.

đ) Vị trí đo đếm giao nhận của các nhà máy điện nối lưới phân phối không tham gia thị trường điện:

·Vị trí đo đếm chính được xác định tại máy cắt tổng phía cao áp máy biến áp nâng áp và phía cao áp của máy biến áp tự dùng dự phòng nhận điện của điểm đấu nối;

·Vị trí đo đếm dự phòng được xác định tại xuất tuyến đường dây của nhà máy điện hoặc theo thỏa thuận với Đơn vị quản lý lưới điện.

e) Vị trí đo đếm giao nhận truyền tải hộ giữa các đơn vị phân phối:

·Vị trí đo đếm chính và dự phòng được xác định theo thỏa thuận giữa các đơn vị phân phối.

·Hệ thống đo đếm điện năng

·         Hệ thống đo đếm phải được thiết kế tương ứng và phù hợp với từng vị trí đo đếm chính và dự phòng theo quy định tại Thông tư này.

·Hệ thống đo đếm chính phải xác định chính xác, đầy đủ các đại lượng đo đếm mua bán điện làm căn cứ chính để thanh toán điện năng qua điểm đấu nối và loại trừ được các yếu tố ảnh hưởng đến kết quả đo đếm bởi kết cấu mạch vòng của hệ thống điện.

·Các hệ thống đo đếm dự phòng có các chức năng sau:

·Thay thế cho hệ thống đo đếm chính, làm cơ sở tính toán các đại lượng mua bán điện trong trường hợp hệ thống đo đếm chính hoạt động không chính xác hoặc bị sự cố;

·Giám sát, kiểm tra kết quả đo đếm của hệ thống đo đếm chính trong điều kiện hệ thống đo đếm chính làm việc bình thường;

·Kết hợp với hệ thống đo đếm chính và các hệ thống đo đếm dự phòng khác để tính toán sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong một số trường hợp đặc biệt.

·Yêu cầu chung đối với hệ thống đo đếm điện năng, hệ thống thu thập và xử lý số liệu đo đếm.

·         Cấu hình tối thiểu của một hệ thống đo đếm điện năng, các yêu cầu kỹ thuật của công tơ, biến điện áp, biến dòng điện, mạch đo, hệ thống thu thập và xử lý số liệu đo đếm, yêu cầu về đồng bộ thời gian, niêm phong kẹp chì và bảo mật, yêu cầu về vận hành và xử lý sự cố hệ thống đo đếm, kiểm định và kiểm toán được quy định tại Thông tư Quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện số 42/2015/TT-BCT ngày 01 tháng 12 năm 2015 của Bộ Công Thương.

·Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm chủ trì xây dựng dự thảo, thẩm định và trình Cục Điều tiết điện lực/Bộ Công Thương ban hành đồng bộ với thời điểm hiệu lực của Thông tư này các Quy trình phục vụ vận hành hệ thống đo đếm điện năng trong thị trường bán buôn bao gồm:

·Quy trình đồng bộ thời gian;

·Quy trình kiểm tra số liệu đo đếm;

·Quy trình xác định và ước tính số liệu đo đếm phục vụ thanh toán và vận hành thị trường điện;

·Quy định tiêu chuẩn kỹ thuật của hệ thống truyền số liệu đo đếm.

·Yêu cầu chức năng của hệ thống thu thập và xử lý số liệu đo đếm tại các vị trí đo đếm

Hệ thống thu thập và xử lý số liệu đo đếm tại các vị trí đo đếm phải có các chức năng sau đây:

·Việc thu thập số liệu đo đếm của các công-tơ được thực hiện theo hai hình thức:

·Thu thập từ xa, theo thời gian biểu định trước;

·Thu thập tại chỗ.

·Việc thực hiện truyền số liệu đo đếm về Đơn vị quản lý số liệu đo đếm cho phép thực hiện theo hai hình thức:

·Tự động gửi/truyền về Đơn vị quản lý số liệu đo đếm sau khi kết thúc quá trình đọc số liệu công-tơ đo đếm điện năng;

·Thực hiện bằng tay khi có yêu cầu.

·Quản lý số liệu đo đếm:

·         Lưu trữ số liệu đo đếm tại máy tính đặt tại chỗ sau khi đọc về từ công-tơ;

·         Tự động hiệu chỉnh số liệu đo đếm theo phương thức tính toán quy đổi số liệu đo đếm thoả thuận giữa các đơn vị. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm cài đặt chương trình tính toán quy đổi số liệu đo đếm cho các máy tính đặt tại chỗ để thống nhất áp dụng và có biện pháp mã hóa để tránh sự thay đổi trái phép;

·Lưu trữ số liệu đã được hiệu chỉnh.

·Quản lý thời gian, lịch đọc và thu thập số liệu.

·Quản lý truy cập bao gồm mã số và quyền truy cập hệ thống của người sử dụng.

·Quản lý thông tin đo đếm:

·Quản lý danh MỤC các thiết bị đo đếm;

·Quản lý khai báo thông tin điểm đo đếm và hệ thống đo đếm;

·Quản lý thông tin kỹ thuật của thiết bị và hệ thống đo đếm.

·Yêu cầu chức năng của hệ thống thu thập và xử lý số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý số liệu đo đếm

Hệ thống thu thập và xử lý số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý số liệu đo đếm phải có các chức năng sau đây:

·Thu thập số liệu đo đếm từ vị trí đo đếm về Đơn vị quản lý số liệu đo đếm thông qua máy tính đặt tại chỗ của Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm điện năng.

·Thu thập số liệu đo đếm thông qua việc kết nối đọc số liệu trực tiếp giữa chương trình đọc số liệu công-tơ của Đơn vị quản lý số liệu đo đếm đến công-tơ thuộc phạm vi của Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm điện năng.

·Việc thu thập số liệu đo đếm cho phép thực hiện theo hai hình thức:

·Tự động hàng ngày tại thời điểm định trước;

·Thực hiện bằng tay khi có yêu cầu.

·Đồng bộ thời gian với nguồn thời gian chuẩn cho tất cả các công-tơ trong hệ thống.

·Quản lý số liệu đo đếm:

·         Lưu trữ số liệu sau khi đọc về từ công-tơ;

·Kiểm tra đối chiếu, hiệu chỉnh và bổ sung số liệu đo đếm;

·Lưu trữ số liệu đã được hiệu chỉnh.

·Quản lý thời gian, lịch đọc và thu thập số liệu.

·Quản lý truy cập bao gồm mã số và quyền truy cập hệ thống của người sử dụng.

·Quản lý thông tin đo đếm:

·Quản lý thông tin danh sách đo đếm của các Đơn vị phát điện;

·Quản lý khai báo thông tin vị trí đo đếm và hệ thống đo đếm;

·Quản lý thông tin kỹ thuật của thiết bị và hệ thống đo đếm.

·Kết nối, chia sẻ số liệu với chương trình phần mềm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

·Quản lý hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm

·Đơn vị quản lý số liệu đo đếm thực hiện:

·Lập và bảo mật các thông số, cài đặt cho chương trình phần mềm đọc số liệu công-tơ tại chỗ và tại trung tâm thu thập và xử lý số liệu của Đơn vị quản lý số liệu đo đếm;

·Thiết lập và triển khai biện pháp bảo mật cho hệ thống truyền số liệu từ máy tính đặt tại chỗ về trung tâm thu thập và xử lý số liệu của Đơn vị quản lý số liệu đo đếm để đảm bảo tính chính xác, tin cậy của số liệu đo đếm.

·Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm điện năng thực hiện:

·         Bảo mật các thông số cài đặt cho chương trình phần mềm đọc số liệu công-tơ trong phạm vi quản lý của mình;

·Trong mọi trường hợp, không được can thiệp vào chương trình đọc và truyền số liệu để sửa đổi các thông số cài đặt và các số liệu đọc từ công-tơ về máy tính đặt tại chỗ.

THU THẬP VÀ QUẢN LÝ SỐ LIỆU ĐO ĐẾM

·MỤC đích thu thập số liệu đo đếm

·Lập hoá đơn thanh toán cho các bên bán điện và bên mua điện.

·Tính toán, công bố sản lượng điện năng của từng đơn vị tham gia thị trường điện như đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện, đơn vị phân phối điện, khách hàng sử dụng điện lớn trong từng chu kỳ giao dịchđể phục vụ công tác vận hành thị trường điện.

·Phân tích cân bằng cung, cầu về điện năng và sử dụng cho các MỤC đích khác phục vụ công tác vận hành hệ thống điện.

·         Quản lý điện năng phát và tiêu thụ của các Đơn vị phát điện, các Tổng công ty Điện lực, các khách hàng lớn, các điểm đo xuất, nhập khẩu điện, Đơn vị sở hữu vận hành lưới phân phối điện, điện năng giao nhận và tổn thất trên lưới điện truyền tải và so sánh kết quả đo đếm chính với kết quả đo đếm dự phòng.

·Cung cấp số liệu phục vụ công tác dự báo phụ tải và quản lý rủi ro của các đơn vị khi tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

·Cung cấp số liệu đo đếm cho các thành viên tham gia thị trường điện và các đơn vị liên quan phục vụ tính toán tổn thất điện năng, xử lý sự cố đo đếm, thay thế số liệu, giải quyết tranh chấp về điện năng.

·Phân cấp thu thập, quản lý và lưu trữ số liệu đo đếm

·Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm điện năng có trách nhiệm quản lý vận hành hệ thống thu thập và xử lý số liệu công-tơ để đảm bảo cập nhật đầy đủ, chính xác số liệu từ các công-tơ đo đếm do đơn vị mình quản lý về máy tính đặt tại chỗ.

·Đơn vị quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm quản lý, vận hành cơ sở số liệu đo đếm điện năng và chương trình thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm đảm bảo đầy đủ, chính xác, tin cậy và bảo mật, từ cổng giao tiếp của thiết bị phục vụ thu thập số liệu đến Đơn vị quản lý số liệu đo đếm và từ Đơn vị quản lý số liệu đo đếm đến Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Các số liệu đo đếm điện năng thu thập phải được lưu trữ ít nhất 5 năm.

·Phân quyền truy cập và khai thác số liệu đo đếm liên quan đến thanh toán trong thị trường điện

·         Đơn vị quản lý số liệu đo đếm chịu trách nhiệm thiết lập, quản trị hệ thống, cập nhật, kiểm tra và bảo mật cơ sở số liệu và chương trình thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm điện năng phục vụ mua bán, thanh toán và vận hành thị trường điện theo phạm vi quản lý và theo phân cấp. Các đơn vị quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm cập nhật đầy đủ và chia sẻ, công bố đầy đủ, kịp thời các số liệu đo đếm điện năng do mình quản lý trước 12h00 hàng ngày trên trang thông tin điện tử (website) của đơn vị mình cho các đơn vị liên quan để kiểm tra, đối soát.

·Các đơn vị có liên quan như bên bán điện, bên mua điện, đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện, phân phối điện, khách hàng sử dụng điện lớn có nghĩa vụ và trách nhiệm truy cập và kiểm tra số liệu đo đếm điện năng của mình do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp. Các số liệu bao gồm các số liệu từ hệ thống đo đếm điện năng chính và hệ thống đo đếm điện năng dự phòng thu thập theo hai hình thức từ xa và tại chỗ.

·Đọc và truyền số liệu đo đếm

·Phương thức đọc số liệu đo đếm

·Việc đọc số liệu của các công-tơ về Đơn vị quản lý số liệu đo đếm phải được tiến hành hàng ngày, thực hiện theo hai phương thức song song và độc lập với nhau:

·Phương thức 1: Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm điện năngđọc số liệu của các công-tơ đo đếm trong phạm vi quản lý của mình về máy tính đặt tại chỗ. Sau đó các số liệu này sẽ được truyền tự động về Đơn vị quản lý số liệu đo đếm;

·         Phương thức 2: Đơn vị quản lý số liệu đo đếm tiến hành kết nối trực tiếp tới các công-tơ của các Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm điện năng để đọc số liệu và đồng bộ thời gian của tất cả các công-tơ;

·Quá trình đọc số liệu và đồng bộ thời gian công-tơ phải được các Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm điện năng và Đơn vị quản lý số liệu đo đếm thực hiện hàng ngày và phải đảm bảo toàn bộ số liệu đo đếm của ngày hôm trước sẽ được cập nhật về Đơn vị quản lý số liệu đo đếm trước 10 giờ 00 phút ngày hôm sau. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm phối hợp cùng Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm điện năng lập lịch đọc số liệu công-tơ để đảm bảo việc truy cập số liệu đo đếm không bị nghẽn;

·         Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm điện năng có trách nhiệm hàng ngày kiểm tra, theo dõi hệ thống đọc số liệu tại chỗ để đảm bảo số liệu các công-tơ của nhà máy điện được truyền đầy đủ và chính xác về máy tính đặt tại chỗ và về Đơn vị quản lý số liệu đo đếm, đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm điện năng phải thông báo ngay cho Đơn vị quản lý số liệu đo đếm các thông tin về tình trạng không đọc hoặc không truyền được số liệu đo đếm, kể cả trường hợp số liệu đo đếm bị gửi muộn và các nguyên nhân sự cố hệ thống thu thập và truyền số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý của đơn vị mình;

·Hàng ngày, Đơn vị quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm kiểm tra tính đầy đủ, chính xác của số liệu đo đếm của ngày hôm trước thu thập được từ Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm điện năng, xử lý các số liệu này và chuyển các số liệu đo đếm điện năng cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo thời gian biểu như sau:

- Từ 0h15 - 3h00:

+ Đơn vị phát điện thực hiện thu thập số liệu đo đếm (48 chu kỳ của ngày hôm trước) của các vị trí đo đếm trong phạm vi quản lý, bao gồm cả số liệu đo đếm của khách hàng đấu nối với nhà máy điện (nếu có), gửi về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và các đơn vị có liên quan.

+ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện thu thập số liệu đo đếm (48 chu kỳ của ngày hôm trước) của tất cả các vị trí đo đếm trong Thị trường bán buôn điện thuộc phạm vị quản lý của đơn vị truyền tải điện và đơn vị phân phối điện, bao gồm cả số liệu đo đếm xuất nhập khẩu điện và của khách hàng lớn tham gia Thị trường bán buôn điện cạnh tranh đấu nối lưới truyền tải và lưới phân phối;

- Từ 3h00 - 7h00:

+ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện thu thập số liệu đo đếm (48 chu kỳ của ngày hôm trước) của tất cả các vị trí đo đếm trong Thị trường bán buôn điện thuộc phạm vi quản lý của các nhà máy điện có công suất đặt trên 30MW và các nhà máy có công suất đặt từ 30MW trở xuống tham gia Thị trường bán buôn điện, bao gồm cả số liệu đo đếm của khách hàng đấu nối với nhà máy điện;

+ Đơn vị truyền tải điện và đơn vị phân phối điện thực hiện thu thập số liệu đo đếm (48 chu kỳ của ngày hôm trước) của các vị trí đo đếm trong phạm vi quản lý, bao gồm cả số liệu đo đếm xuất nhập khẩu điện và của khách hàng lớn tham gia Thị trường bán buôn điện cạnh tranh đấu nối lưới truyền tải và lưới phân phối;

- Từ 7h00 - 14h30: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phối hợp với các đơn vị liên quan (các nhà máy điện, đơn vị truyền tải điện, đơn vị phân phối điện, khách hàng lớn tham gia Thị trường bán buôn điện) thực hiện các bước kiểm tra, xác thực, xử lý sai lệch, ước tính và xử lý khiếu nại;

- Từ 14h30 - 16h00: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố số liệu đo đếm chính thức phục vụ tính toán thanh toán trong Thị trường bán buôn điện lên trang website thị trường điện và chia sẻ số liệu cho các đơn vị liên quan.

·Yêu cầu về thu thập số liệu đo đếm

Các số liệu đo đếm được đọc về về máy tính đặt tại chỗ và truyền về trung tâm thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý số liệu đo đếm phải bao gồm:

·         Số liệu đọc theo ngày gồm các giá trị điện năng tác dụng và phản kháng theo hai chiều nhận và phát, theo chu kỳ 30 phút của tất cả các công-tơ đo đếm chính và dự phòng;

·Số liệu đọc theo chu kỳ thanh toán gồm chỉ số chốt tại thời điểm 24 giờ 00 phút ngày cuối cùng của chu kỳ thanh toán trên các bộ ghi tổng và biểu giá của các bộ ghi điện năng tác dụng và phản kháng theo hai chiều nhận và phát của toàn bộ các công-tơ đo đếm chính và dự phòng của Đơn vị phát điện.

XỬ LÝ SỐ LIỆU ĐO ĐẾM

·Kiểm tra số liệu đo đếm

·MỤC đích việc kiểm tra số liệu đo đếm là nhằm khẳng định độ chuẩn xác và phù hợp giữa cơ sở số liệu đo đếm được lưu trữ tại Đơn vị quản lý số liệu đo đếm với số liệu đo đếm lưu trữ trong công-tơ đo đếm của Đơn vị phát điện, làm căn cứ lập hoá đơn phục vụ MỤC đích thanh toán tiền điện.

·Đơn vị quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm kiểm tra số liệu đo đếm thu thập được tại trung tâm thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu của Đơn vị quản lý số liệu đo đếm để đảm bảo tính chính xác và hợp lệ của các số liệu đo đếm.

·Việc kiểm tra đối chiếu số liệu đo đếm được thực hiện theo Quy trình kiểm tra số liệu đo đếm và dựa trên nguyên tắc sau:

·Số liệu đo đếm của công-tơ dự phòng sẽ được sử dụng để đối chiếu so sánh với số liệu của công-tơ đo đếm chính tại vị trí điểm đo, giao nhận điện năng đó và làm căn cứ khẳng định các hệ thống đo đếm vận hành đảm bảo chính xác và tin cậy;

·         Số liệu của các công-tơ đo đếm do các đơn vị quản lý hệ thống đo đếm điện năng đó đọc và truyền về Đơn vị quản lý số liệu đo đếm sẽ được đối chiếu, so sánh với số liệu của chính công-tơ đó do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm kết nối đọc số liệu trực tiếp về để làm căn cứ khẳng định số liệu đọc về cơ sở số liệu là đảm bảo tin cậy và chính xác;

·         Số liệu điện năng trong mỗi chu kỳ thanh toán của các công-tơ đo đếm được xác định từ tổng các lượng điện năng theo chu kỳ 30 phút của các ngày trong chu kỳ thanh toán sẽ được đối chiếu, so sánh với sản lượng điện năng của chính công-tơ đó trong cả chu kỳ thanh toán xác định từ chỉ số chốt công-tơ tại các thời điểm 0 giờ 00 phút ngày đầu tiên và 24 giờ 00 phút ngày cuối cùng của chu kỳ thanh toán đó.

·Trường hợp Đơn vị quản lý số liệu đo đếm phát hiện sự bất thường hoặc nghi ngờ tính chính xác của số liệu đo đếm thu thập được, Đơn vị quản lý số liệu đo đếm phải điều tra và giải quyết các vấn đề trong thời hạn ngắn nhất.

·         Trường hợp kết quả kiểm tra đối chiếu số liệu đo đếm phát hiện có sự chênh lệch giữa số liệu công-tơ với số liệu trong máy tính đặt tại chỗ hoặc số liệu trong cơ sở số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý số liệu đo đếm thì:

·Các đơn vị liên quan bao gồm bên bán điện, bên mua điện, Đơn vị quản lý số liệu đo đếm phải phối hợp tìm nguyên nhân và thống nhất phương án giải quyết;

·Số liệu lưu trữ trong công-tơ sẽ là căn cứ và cơ sở chính để xác định điện năng qua điểm đo đếm.

·         Trong thời hạn 06 ngày kể từ ngày số liệu đo đếm mua bán điện được công bố trên trang web của thị trường điện, các đơn vị có liên quan như bên bán điện, bên mua điện, đơn vị truyền tải điện, đơn vị phân phối điện, đơn vị quản lý hệ thống đo đếm điện năng có trách nhiệm kiểm tra, đối chiếu số liệu đo đếm. Trường hợp không thống nhất với số liệu này, các đơn vị này có thể yêu cầu Đơn vị quản lý số liệu đo đếm thực hiện kiểm tra lại để khẳng định tính chính xác của số liệu đã cung cấp hoặc phát hiện nguyên nhân và tiến hành xử lý các sai lệch về số liệu đo đếm nếu có.

·Trường hợp bên bán điện, bên mua điện và các đơn vị có liên quan không thống nhất về số liệu đo đếm phục vụ thanh toán, các đơn vị này có quyền trình vụ việc đến Cục Điều tiết điện lực giải quyết theo quy định.

·         Trường hợp không thể thu thập được số liệu đo đếm hợp lệ trước thời hạn cuối cùng để cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và các bên liên quan, Đơn vị quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm ước tính số liệu đo đếm phục vụ thanh toán và vận hành thị trường điện. Việc ước tính số liệu đo đếm và các thủ tục tính toán điện năng truy thu, thoái hoàn được quy định tại của Thông tư này.

·Tính toán quy đổi số liệu đo đếm

·Các trường hợp phải tính toán quy đổi số liệu đo đếm

·         Quy đổi số liệu đo đếm của hệ thống đo đếm chính và các hệ thống đo đếm dự phòng về đầu cực các tổ máy phát điện phục vụ các MỤC đích sau:

·Xác định giá biên của thị trường điện;

·         Tách biệt lượng điện năng được điều độ theo lịch huy động thị trường điện (thanh toán theo giá thị trường) và lượng điện năng được điều độ theo điều kiện ràng buộc phải phát (thanh toán theo giá chào của các tổ máy) trong các chu kỳ giao dịch của thị trường điện khi một hay một số tổ máy phát điện của đơn vị phát điện được điều độ theo điều kiện ràng buộc phải phát.

Phương pháp xác định giá biên của thị trường điện và các quy định liên quan đến xử lý ràng buộc phải phát được quy định trong Thông tư này;

·Quy đổi số liệu đo đếm của hệ thống đo đếm chính và các hệ thống đo đếm dự phòng về điểm đấu nối trong trường hợp các vị trí đo đếm không trùng với điểm đấu nối;

·Tính toán tổn thất điện năng trên lưới điện truyền tải trong từng chu kỳ giao dịch. Tính toán giá điện năng phía khách hàng trong từng chu kỳ giao dịch CSMP trong thị trường điện.

·         Tính toán điện năng mua bán truyền tải qua các điểm đấu nối trong trường hợp vị trí đo đếm không đảm bảo đo đếm chính xác điện năng mua bán như trường hợp các vị trí đo đếm được xác lập tại các phía cao áp và trung áp của máy biến áp nâng áp ba cuộn dây.

·Trong các trường hợp quy định tại khoản 1 Điều này, Đơn vị phát điện, bên bán điện, bên mua điện, đơn vị quản lý vận hành lưới điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thống nhất phương thức tính toán quy đổi số liệu đo đếm. Phương thức tính toán quy đổi số liệu đo đếm đã thoả thuận phải gửi đến Đơn vị quản lý số liệu đo đếm để áp dụng trong chương trình thu thập và xử lý số liệu đo đếm của Đơn vị quản lý số liệu đo đếm.

·Tính toán và định dạng số liệu đo đếm phục vụ mua bán điện

·Số liệu và định dạng số liệu của sản lượng đo đếm phục vụ thanh toán trong Thị trường bán buôn điện cạnh tranh theo quy định tại Quy định thị trường điện.

·Số liệu đo đếm điện năng của đơn vị phát điện được xác định theo công thức giao nhận điện năng của đơn vị phát điện và được quy định trong thỏa thuận đo đếm điện năng giữa đơn vị phát điện và đơn vị truyền tải điện và/hoặc phân phối điện, đồng thời được quy định trong phụ lục hợp đồng giữa bên bán điện và bên mua điện.

·Số liệu đo đếm điện năng của đơn vị truyền tải điện trong một chu kỳ giao dịch được xác định bằng tổng sản lượng nhận trên lưới điện truyền tải trừ đi tổng sản lượng giao trên lưới điện truyền tải. Danh sách các điểm đo giao và nhận trên lưới điện truyền tải được xác định dựa trên thỏa thuận về đo đếm điện năng giữa đơn vị truyền tải điện và các nhà máy điện, các Tổng công ty Điện lực, các khách hàng lớn đấu nối lưới điện truyền tải và các điểm xuất nhập khẩu trên lưới điện truyền tải.

·Số liệu đo đếm điện năng của Tổng công ty Điện lực trong một chu kỳ giao dịch được xác định bằng tổng của các thành phần sau (i) sản lượng nhận trên lưới điện truyền tải, (ii) tổng sản lượng nhận từ các Tổng công ty Điện lực khác, (iii) tổng sản lượng nhận từ các nguồn điện nối lưới điện phân phối, (iv) tổng sản lượng từ các nguồn nhập khẩu trừ đi các thành phần sau (v) tổng sản lượng giao lên lưới điện truyền tải, (vi) tổng sản lượng giao đến các Tổng công ty Điện lực khác, (vii) tổng sản lượng từ các nguồn xuất khẩu, (viii) tổng sản lượng bán cho các khách hàng lớn tham gia thị trường điện đấu nối vào lưới điện phân phối.

·         Các đơn vị quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm phối hợp với nhau để tính toán sản lượng điện năng đo đếm cho từng đơn vị liên quan như đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện, các Tổng công ty Điện lực, khách hành sử dụng điện lớn tham gia thị trường điện, các điểm xuất nhập khẩu nối lưới điện truyền tải và phân phối, các nguồn điện đấu nối lưới điện phân phối không tham gia thị trường điện để phục vụ thanh toán tiền điện dựa trên số liệu đo đếm được thu thập và phương thức tính toán điện năng quy đổi quy định tại của Thông tư này.

·Ước tính số liệu đo đếm

·Trường hợp không thể thu thập được số liệu đo đếm chính xác của ngày hôm trước theo quy định tại của Thông tư này, Đơn vị quản lý số liệu đo đếm phải tiến hành ước tính số liệu đo đếm để cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phục vụ vận hành thị trường điện và thanh toán tiền điện.

·Việc ước tính phải được thực hiện theo Quy trình xác định và ước tính số liệu đo đếm phục vụ thanh toán và vận hành thị trường điện do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm xây dựng và được Cục Điều tiết điện lực phê duyệt.

·Đơn vị quản lý số liệu đo đếm phải thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các trường hợp hiện đang áp dụng số liệu đo đếm ước tính và giá trị sản lượng điện năng ước tính tại thời điểm cung cấp số liệu đo đếm.

·Sau khi thực hiện việc ước tính số liệu đo đếm điện năng, các đơn vị liên quan phải có biện pháp thu thập được số liệu đo đếm chính xác làm cơ sở cho việc truy thu, thoái hoàn cho các chu káp dụng việc ước tính số liệu đo đếm điện năng.

·Trong trường hợp không thể xác định số liệu đo đếm chính xác, số liệu đo đếm ước tính được sử dụng làm căn cứ cho việc thanh toán giữa các đơn vị.

XÁC NHẬN CHỈ SỐ CÔNG-TƠ VÀ SỐ LIỆU ĐIỆN NĂNG PHỤC VỤ THANH TOÁN

·         Đọc chỉ số công-tơ và xác nhận sản lượng điện năng theo chỉ số chốt công-tơ

·         Vào ngày đầu tiên của mỗi chu kỳ thanh toán, các đơn vị phát điện, các đơn vị truyền tải điện, các Tổng công ty Điện lực, các khách hàng lớn tham gia thị trường điện, và các đơn vị liên quan có trách nhiệm phối hợp thực hiện chốt chỉ số và xác nhận sản lượng điện năng của chu kỳ thanh toán liền kề trước đó tại các hệ thống đo đếm chính và dự phòng. Chỉ số của công-tơ được chốt tại thời điểm 24 giờ 00 phút ngày cuối cùng của chu kỳ thanh toán trước đó.

·Chỉ số công-tơ và sản lượng điện năng của từng hệ thống đo đếm phải được các đơn vị liên quan như các nhà máy điện, bên bán, bên mua, khách hàng lớn tham gia thị trường điện, đơn vị truyền tải điện và phân phối điện xác nhận bằng chữ ký số trên trang website của đơn vị quản lý số liệu đo đếm.

·         Trong thời hạn hai (02) ngày kể từ ngày đầu tiên của mỗi chu kỳ thanh toán, các đơn vị có liên quan có trách nhiệm kiểm tra, đối chiếu và xác nhận bằng chữ ký số trên trang thông tin điện tử (website) của đơn vị quản lý số liệu đo đếm. Trong thời hạn 03 ngày đơn vị quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm gửi file Biên bản xác nhận chỉ số công-tơ và sản lượng điện năng đã có chữ ký số xác nhận của các đơn vị có liên quan về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để cập nhật vào hồ sơ thanh toán.

·         Trách nhiệm xác nhận số liệu theo chương trình đọc số liệu công-tơ

·Sau khi nhận được file Biên bản xác nhận chỉ số công-tơ và sản lượng điện năng, Đơn vị quản lý số liệu đo đếm có trách nhiệm lập Biên bản tổng hợp sản lượng điện năng theo từng giờ cho từng vị trí đo đếm của các Đơn vị phát điện, các đơn vị phân phối điện và các khách hàng lớn tham gia thị trường điện dựa trên các số liệu đo đếm thu được từ chương trình tổng hợp số liệu đo đếm của hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm. Biên bản tổng hợp sản lượng điện năng phải được kiểm tra, so sánh số liệu theo các biện pháp quy định tại của Thông tư này, đảm bảo chính xác và phù hợp với sản lượng điện năng xác định theo Biên bản xác nhận chỉ số công-tơ và sản lượng điện năng đã được Đơn vị phát điện và các đơn vị thực hiện.

·Biên bản tổng hợp sản lượng điện năng theo từng giờ của từng Đơn vị phải có chữ ký xác nhận của các đơn vị liên quan và Đơn vị quản lý số liệu đo đếm. Trước ngày làm việc thứ tám (08) của mỗi chu kỳ thanh toán, Đơn vị quản lý số liệu đo đếm phải gửi biên bản trên về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để làm căn cứ và hồ sơ pháp lý cho việc thanh toán giữa các Đơn vị phát điện và các đơn vị mua điện trên thị trường điện.

·Hồ sơ xác định sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trên thị trường điện

·Hồ sơ xác định sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trên thị trường bao gồm các Biên bản xác nhận điện năng giữa các đơn vị theo quy định tại và của Thông tư này và là một phần của chứng từ thanh toán của các Đơn vị và các thành viên tham gia thị trường điện.

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải lưu trữ hồ sơ xác định sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thời hạn năm (05) năm.

TÍNH TOÁN GIÁ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY

GIÁ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY CHO CÁC ĐƠN VỊ BÁN ĐIỆN

·Xác định phụ tải hệ thống điện phục vụ tính toán giá thị trường điện giao ngay

·Căn cứ theo sản lượng đo đếm điện năng của các nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định các giá trị phụ tải tiêu thụ điện trong thực tế vận hành, bao gồm:

·Phụ tải hệ thống điện thực tế: được tính toán dựa trên sản lượng số liệu đo đếm của tất cả nguồn nhập khẩu và các nhà máy điện đấu nối vào hệ thống điện quốc gia trong chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

 

Trong đó:

Phụ tải hệ thống điện áp dụng cho chu kỳ giao dịch t, MW;

Sản lượng điện năng của nhà máy điện g trong chu kỳ giao dịch t được quy đổi về đầu cực tổ máy phát điện, MWh;

Qm(i,t): sản lượng đo đếm tại điểm giao nhận nhập khẩu i trong chu kỳ t (MWh);

I: tổng số điểm giao nhận nhập khẩu trong chu kỳ giao dịch t;

ΔT: chu kỳ giao dịch trong Thị trường bán buôn điện cạnh tranh, ΔT = 0,5 giờ;

nhà máy điện g đấu nối vào hệ thống điện quốc gia trong chu kỳ giao dịch t;

tổng số nhà máy điện đấu nối vào hệ thống điện quốc gia trong chu kỳ giao dịch t.

·Phụ tải thị trường bán buôn điện: được tính toán theo công thức sau:

 

Trong đó:

Phụ tải thị trường bán buôn điện áp dụng cho chu kỳ giao dịch t (MW);

Phụ tải hệ thống điện áp dụng cho chu kỳ giao dịch t được tính toán theo quy định tại khoản 1 Điều này (MW);

nhà máy điện g1 đấu nối vào hệ thống điện quốc gia và không tham gia thị trường điện;

tổng số nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối và không tham gia thị trường điện.

Sản lượng điện năng của nhà máy điện g1 trong chu kỳ giao dịch t được quy đổi về đầu cực tổ máy phát điện, MWh;

ΔT: chu kỳ giao dịch trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh, ΔT = 0,5 giờ (30 phút).

·Phụ tải tính giá thị trường điện giao ngay: được tính toán theo công thức sau:

 

Trong đó:

Phụ tải thị trường bán buôn điện áp dụng cho chu kỳ giao dịch t được tính toán theo quy định tại khoản 2 Điều này (MW);

nguồn điện gián tiếp giao dịch trên thị trường bán buôn điện trong chu kỳ giao dịch t;

tổng số nguồn điện gián tiếp giao dịch trong thị trường bán buôn điện trong chu kỳ giao dịch t;

Sản lượng điện năng của nhà máy điện g2 trong chu kỳ giao dịch t được quy đổi về đầu cực tổ máy phát điện, MWh;

ΔT: chu kỳ giao dịch trong thị trường bán buôn điện, ΔT = 0,5 giờ.

·         Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố kết quả tính toán phụ tải hệ thống điện thực tế, phụ tải thị trường bán buôn điện và phụ tải tính giá thị trường điện giao ngay áp dụng cho từng chu kỳ giao dịch t của ngày D theo quy định tại Thông tư này.

·Cập nhật số liệu đầu vào phục vụ tính toán giá thị trường điện giao ngay

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng các số liệu đầu vào đã được dùng để tính toán lịch huy động cho chu kỳ giao dịch t của ngày D theo quy định tại Thông tư này để tính toán giá điện năng thị trường áp dụng cho chu kỳ giao dịch t, trong đó có cập nhật các số liệu đầu vào sau đây:

·         Phụ tải tính giá thị trường điện giao ngay: được xác định theo quy định tại Khoản Thông tư này.

·         Bản chào giá sử dụng lập lịch tính giá điện năng thị trường cho chu kỳ giao dịch T của ngày D là bản chào giá đã được sử dụng làm số liệu đầu vào lập lịch huy động cho chu kỳ giao dịch T của ngày D theo quy định tại Thông tư này:

·Không xét đến các ràng buộc về nghẽn mạch và tổn thất điện năng trên lưới điện.

·Tính toán giá điện năng thị trường áp dụng cho các đơn vị phát điện

·Sau ngày giao dịch D, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện tính toán giá điện năng thị trường cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D theo nguyên tắc sau:

·         Số liệu đầu vào: theo quy định tại Thông tư này.

·Thực hiện chạy lại mô hình tính toán lập lịch tối ưu quy định tại Thông tư này nhưng không xét đến các ràng buộc về nghẽn mạch truyền tải, tổn thất trên lưới truyền tải để xác định mức giá biên hệ thống điện trong chu kỳ giao dịch.

·         Giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch được xác định căn cứ vào giá biên hệ thống điện trong chu kỳ giao dịch theo quy định tại điểm b Khoản này và giá trần thị trường điện quy định tại Thông tư này.

·Trong trường hợp giá biên hệ thống điện lớn hơn giá trần thị trường điện, giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch được tính bằng giá trần thị trường điện.

·Trong các trường hợp khác, giá điện năng thị trường được tính bằng giá biên hệ thống điện trong chu kỳ giao dịch.

·         Trước 9h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá điện năng thị trường của từng chu kỳ giao dịch trong ngày D.

·Giá ràng buộc phải phát áp dụng đối với đơn vị phát điện

·         Giá ràng buộc phải phát áp dụng đối với các đơn vị phát điện được dùng để tính toán các thanh toán trả thêm cho các tổ máy phải phát tăng thêm hoặc giảm công suất do ràng buộc vận hành hệ thống điện trong chu kỳ giao dịch t của ngày D.

·Giá ràng buộc phải phát áp dụng đối với nhà máy điện g trong chu kỳ giao dịch ác định theo công thức sau:

 

Trong đó:

: giá ràng buộc phải phát tăng/giảm tính áp dụng cho nhà máy điện

: tổng khoản thanh toán ràng buộc phải phát tăng/giảm tính cho nhà máy điện ính toán theo quy định tại Thông tư này, VND;

: sản lượng điện năng đo đếm phát lên lưới điện tại điểm giao nhận của nhà máy điện

·Giá công suất thị trường áp dụng đối với đơn vị phát điện

Giá công suất thị trường áp dụng cho các đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch ác định theo kế hoạch vận hành năm quy định tại Thông tư này.

·Giá thị trường điện toàn phần

·Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho nhà máy điện ác định theo công thức sau:

FMP(g,t) = SMP (t) + CAN (t) + Pcons(g,t)

Trong đó:

SMP (t): là giá điện năng thị trường áp dụng cho các đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch ác định theo quy định tại Thông tư này, VND/kWh;

CAN (t): là giá công suất thị trường áp dụng cho các đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch

: giá ràng buộc phải phát áp dụng cho nhà máy điện ác định theo quy định tại Thông tư này.

·         Giá thị trường điện toàn phần FMP(g,t) áp dụng cho nhà máy điện ùng làm giá tham chiếu trong thanh toán các hợp đồng tài chính (thông thường ở dạng hợp đồng sai khác CfD – Contract for Differences) ký kết giữa đơn vị phát điện sở hữu nhà nhà máy điện g với các đơn vị khác. Trong đó doanh thu của hợp đồng sai khác sẽ là RCfD(g,t) = Qc(g,t)*{Pc(g,t) – FMP(g,t)}.

GIÁ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY ÁP DỤNG CHO CÁC ĐƠN VỊ MUA ĐIỆN

·Các mức giá thị trường giao ngay áp dụng cho các đơn vị mua điện

·Các mức giá thị trường giao ngay áp dụng cho các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t bao gồm:

·Giá điện năng thị trường áp dụng cho các đơn vị mua điện:là giá điện năng thị trường được quy đổi áp dụng đồng nhất cho các đơn vị mua điện nhằm đảm bảo thu hồi đủ chi phí mua điện theo giá điện năng thị trường từ các đơn vị phát điện.

·Giá công suất thị trường áp dụng cho các đơn vị mua điện: là giá công suất thị trường được quy đổi áp dụng đồng nhất cho các đơn vị mua điện nhằm đảm bảo thu hồi đủ chi phí mua điện theo giá công suất thị trường từ các đơn vị phát điện

·         Giá ràng buộc phải phát áp dụng cho các đơn vị mua điện: Giá ràng buộc phải phát được quy đổi áp dụng thống nhất cho các đơn vị mua điện nhằm đảm bảo thu hồi đủ chi phí thanh toán cho các tổ máy ràng buộc phải phát.

·Các mức giá bù tráp dụng đối với các đơn vị mua điện: là các mức giá bù thêm hoặc giảm trừ so với các thành phần giá thị trường khác quy định ở khoản này áp dụng thống nhất cho các đơn vị mua điện nhằm đảm bảo thanh toán đủ chi phí mua điện từ các nhà máy điện không thanh toán theo giá thị trường giao ngay.

·Giá điện năng thị trường và Giá công suất thị trường áp dụng cho các đơn vị mua điện được xác định bằng các quy đổi giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường áp dụng đối với đơn vị phát điện theo hệ số tổn thất điện năng trung bình trong chu kỳ giao dịch.

·         Các mức giá bù trừ được xác định theo nguyên tắc đảm bảo thu hồi đủ chi phí mua điện từ các nguồn điện không thanh toán theo giá thị trường giao ngay trong chu kỳ giao dịch. Trình tự tính toán các mức giá bù tráp dụng cho các đơn vị mua điện được thực hiện theo các bước sau đây:

·ớc 1: giả thiết các nguồn điện này được thanh toán theo giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường cho sản lượng đo đếm trong chu kỳ giao dịch.

·         ớc 2: xác định khoản thanh toán thêm hoặc trừ đi so với khoản doanh thu theo giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường để đảm bảo nguồn điện này thu đủ các khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện đã ký.

·         ớc 3: Mức giá bù tráp dụng cho các đơn vị mua điện được xác định bằng cách lấy phần chênh lệch tính tại điểm b Khoản 3 Điều này chia cho tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của tất cả các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch. Các mức giá bù tráp dụng cho các đơn vị mua điện theo từng loại nguồn điện không tham gia thị trường được xác định theo quy định tại Thông tư này.

·Giá điện năng thị trường áp dụng cho các đơn vị mua điện

Giá điện năng thị trường quy đổi cho các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t được tính toán như sau:

·Tính toán hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch t theo công thức sau:

 

Trong đó:

k(t) : hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch t;

QL(t): tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của tất cả các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t, bao gồm sản lượng giao nhận của đơn vị mua điện (bao gồm cả đơn vị xuất khẩu điện) với lưới truyền tải điện và sản lượng giao nhận với các nhà máy điện đấu nối vào lưới phân phối điện có tham gia thị trường hoặc có ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (kWh);

QG(t): tổng sản lượng điện năng trong chu kỳ giao dịch t của tất cả các nhà máy điện nối lưới truyền tải, các nguồn nhập khẩu điện, các nhà máy điện nối đấu nối vào lưới phân phối điện có tham gia thị trường hoặc có ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (kWh).

·Tính toán giá điện năng thị trường áp dụng cho các đơn vị mua điện

 

Trong đó:

CSMP(t): giá điện năng thị trường áp dụng cho các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t (đ/kWh);

SMP(t): giá điện năng thị trường áp dụng cho các đơn vị phát điện trong chu kỳ t được tính toán theo quy định tại Thông tư này (đ/kWh);

k(t) : hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch t, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều này.

·Giá công suất thị trường áp dụng cho các đơn vị mua điện

Giá công suất thị trường áp dụng cho các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t được tính toán như sau:

 

Trong đó:

CCAN(t): giá công suất thị trường áp dụng cho các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t (đ/kWh);

CAN(t): giá công suất thị trường áp dụng cho các đơn vị phát điện trong chu kỳ t được tính toán theo quy định tại Thông tư này (đ/kWh);

k(t): hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch t, được xác định theo quy định tại Khoản Thông tư này.

·Giá ràng buộc phát quy đổi cho đơn vị mua điện

Giá ràng buộc phải phát áp dụng cho đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t được tính toán như sau:

 

Trong đó:

:giá ràng buộc phải phát áp dụng cho các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t, VND/kWh;

: tổng các khoản thanh toán ràng buộc phải phát của các nhà máy điện có tổ máy phải phát do ràng buộc trong chu kỳ giao dịch t được tính toán theo quy định tại Thông tư này, VND;

QL(t): tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của tất cả các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t, bao gồm sản lượng giao nhận của đơn vị mua điện (bao gồm cả đơn vị xuất khẩu điện) với lưới truyền tải điện và sản lượng giao nhận với các nhà máy điện đấu nối vào lưới phân phối điện có tham gia thị trường hoặc có ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (kWh).

·Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho các đơn vị mua điện

Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch ác định theo công thức sau:

CFMP(t) = CSMP (t) + CAN (t) +

Trong đó:

CSMP (t): giá điện năng thị trường áp dụng cho các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch

CCAN (t): giá công suất thị trường áp dụng cho các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch

:giá ràng buộc phải phát áp dụng cho các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t,VND/kWh.

·Các mức giá bù tráp dụng cho các đơn vị mua điện

·Mức giá bù trừ do mua điện từ các nguồn năng lượng tái tạo áp dụng đối với bên mua điện:

Mức giá bù trừ do mua điện từ các nguồn năng lượng tái tạo áp dụng đối với các đơn vị mua điện nhằm thu hồi đầy đủ khoản chi phí thanh toán cho các nguồn điện sử dụng năng lượng tái tạo trong chu kỳ giao dịch theo hợp đồng mua bán điện đã ký với các đơn vị phát điện này. Mức giá bù trừ năng lượng tái tạo được tính toán như sau:

 

Trong đó:

: thành phần giá bù trừ cho năng lượng tái tạo áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch t, VND/kWh;

(e, t): khoản thanh toán cho nguồn năng lượng tái tạo e mà Tập đoàn điện lực Việt Nam hoặc đơn vị được ủy quyền ký kết hợp đồng phải trả theo hợp đồng mua bán điện trong chu kỳ giao dịch t, VND;

SMP(t): giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch t, VND/kWh;

CAN(t): giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch t, VND/kWh;

Qm (e,t): sản lượng điện năng đo đếm của nguồn năng lượng tái tạo e trong chu kỳ giao dịch t (kWh);

E: tổng số nguồn năng lượng tái tạo trong chu kỳ giao dịch t;

QL(t): tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của tất cả các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t, bao gồm sản lượng giao nhận của đơn vị mua điện (bao gồm cả đơn vị xuất khẩu điện) với lưới truyền tải điện và sản lượng giao nhận với các nhà máy điện đấu nối vào lưới phân phối điện có tham gia thị trường hoặc có ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (kWh).

·Mức giá bù trừ do mua điện từ các nguồn nhập khẩu áp dụng đối với bên mua điện:

Mức giá bù trừ do mua nguồn nhập khẩu áp dụng đối với các đơn vị mua điện nhằm thu hồi đầy đủ khoản chi phí thanh toán cho các nguồn điện nhập khẩu và các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện nhập khẩu tách khỏi hệ thống điện quốc gia trong chu kỳ giao dịch theo hợp đồng mua bán điện đã ký với các đơn vị phát điện này. Mức giá giá bù trừ do nguồn điện nhập khẩu được tính toán như sau:

 

Trong đó:

là thành phần giá bù trừ do nguồn điện nhập khẩu áp dụng cho các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t (VND/kWh);

(i,t): là khoản thanh toán theo hợp đồng nhập khẩu điện cho nguồn nhập khẩu hoặc nhà máy điện i đấu nối vào lưới điện nhập khẩu tách độc lập với hệ thống điện quốc gia trong chu kỳ t (VND);

I: tổng số các nguồn nhập khẩu và các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện nhập khẩu tách độc lập với hệ thống điện quốc giatrong chu kỳ t;

SMP(t): là giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch t, VND/kWh;

CAN(t): là giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch t, VND/kWh;

Qm(i,t): sản lượng đo đếm tại điểm giao nhận nhập khẩu của nguồn nhập khẩu i hoặc nhà máy điện i đấu nối vào lưới điện nhập khẩu tách độc lập với hệ thống điện quốc gia trong chu kỳ t (kWh);

QL(t): tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của tất cả các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t, bao gồm sản lượng giao nhận của đơn vị mua điện (bao gồm cả đơn vị xuất khẩu điện) với lưới truyền tải điện và sản lượng giao nhận với các nhà máy điện đấu nối vào lưới phân phối điện có tham gia thị trường hoặc có ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (kWh).

·Mức giá bù trừ do mua dịch vụ phụ trợ thông qua hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ:

Mức giá bù trừ do mua dịch vụ phụ trợ áp dụng đối với bên mua điện nhằm thu hồi đầy đủ khoản chi phí thanh toán cho các đơn vị phát điện cung cấp dịch vụ phụ trợ thông qua hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ đã ký kết với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, được tính toán như sau:

 

Trong đó:

mức giá bù trừ do mua dịch vụ phụ trợ thông qua hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợáp dụng cho đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t;

(n,t): khoản thanh toán theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ cho đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ ntrong chu kỳ t;

N: tổng số các đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ trong chu kỳ giao dịch t;

SMP(t) là giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch t, VND/kWh;

CAN(t) là giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch t, VND/kWh;

Q(n,t): sản lượng đo đếm của đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ n trong chu kỳ giao dịch t;

QL(t): tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của tất cả các đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch t, bao gồm sản lượng giao nhận của đơn vị mua buôn điện (bao gồm cả đơn vị xuất khẩu điện) với lưới truyền tải điện và sản lượng giao nhận với các nhà máy điện đấu nối vào lưới phân phối điện có tham gia thị trường hoặc có ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (kWh).

·Mức giá bù trừ do mua điện từ các hợp đồng mua bán điện với nguồn điện BOT gián tiếp tham gia thị trường áp dụng cho bên mua điện:

Mức giá bù trừ do mua điện từ các hợp đồng mua bán điện với nguồn điện BOT gián tiếp tham gia thị trườngáp dụng đối với bên mua điện nhằm thu hồi đầy đủ khoản chi phí thanh toán cho các nhà máy điện BOT gián tiếp tham gia thị trường theo hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, được tính toán như sau:

 

Trong đó:

mức giá bù trừ do mua điện từ các hợp đồng mua bán điện với nguồn điện BOT gián tiếp tham gia thị trườngáp dụng cho đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t;

(b,t): khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện cho nhà máy điện BOT án tiếp tham gia thị trường trong chu kỳ giao dịch t;

B: tổng số nhà máy điện BOT gián tiếp tham gia thị trường trong chu kỳ giao dịch t;

SMP(t) là giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch t, VND/kWh;

CAN(t) là giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch t, VND/kWh;

Q(b,t): sản lượng đo đếm của nhà máy điện BOT án tiếp tham gia thị trường trong chu kỳ giao dịch t;

QL(t): tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của tất cả các đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch t, bao gồm sản lượng giao nhận của đơn vị mua buôn điện (bao gồm cả đơn vị xuất khẩu điện) với lưới truyền tải điện và sản lượng giao nhận với các nhà máy điện đấu nối vào lưới phân phối điện có tham gia thị trường hoặc có ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (kWh).

·Đơn vị đại diện giao dịch có trách nhiệm cung cấp các thông tin về các khoản thanh toán cho từng chu kỳ giao dịch trong ngày D theo hợp đồng mua bán điện đã ký với các nguồn điện gián tiếp tham gia hoặc không tham gia thị trường bán buôn điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước 9h00 ngày D+2 để phục vụ tính toán các mức giá bù trừ.

·Giá mua điện bình quân trên thị trường của các đơn vị mua điện

Giá mua điện bình quân trên thị trường của các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t được áp dụng cho các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t được tính theo công thức sau:

P(t) = CFMP(t) + ++ +

Trong đó:

CFMP(t): Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch

: thành phần giá bù trừ do mua điện từ các nguồn năng lượng tái tạo áp dụng cho đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t (VND/kWh);

mức giá bù trừ do mua điện từ các nguồn điện nhập khẩu áp dụng cho đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t (VND/kWh);

mức giá bù trừ do mua điện từ các hợp đồng mua bán điện với nguồn điện BOT gián tiếp tham gia thị trườngáp dụng cho đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t (VND/kWh);

: mức giá bù trừ do mua nguồn nhập khẩu áp dụng đối với các đơn vị mua điện (VND/kWh).

THANH TOÁN TRONG THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN

THANH TOÁN ĐIỆN NĂNG CHO ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN TRÊN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY

·Các khoản thanh toán điện năng cho đơn vị phát điện

Các khoản thanh toán điện năng cho đơn vị phát điện trên thị trường điện giao ngay trong chu kỳ giao dịch t bao gồm:

·Khoản thanh toán theo giá điện năng thị trường;

·Khoản thanh toán theo giá công suất thị trường;

·         Khoản thanh toán ràng buộc phải phát.

·Khoản thanh toán theo giá điện năng thị trường

1. Khoản thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện ính bằng công thức:

Rsmp(g,t) = Qm(g,t) x SMP(t)

Trong đó:

Rsmp(g,t): khoản doanh thu điện năng của nhà máy điện g trong chu kỳ giao dịch t, VND;

Qm(g,t) : tổng sản lượng điện năng đo đếm tại các điểm giao nhận của nhà máy điện g trong chu kỳ giao dịch t, kWh;

SMP(t): là giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch t, VND/kWh.

·         Khoản thanh toán ràng buộc phải phát

·Khoản thanh toán ràng buộc phải phát được áp dụng cho các tổ máy phát điện sau:

·Tổ máy được coi là phải phát tăng công suất do ràng buộc khi lượng công suất điều độ của tổ máy này cao hơn tổng mức công suất có giá chào thấp hơn hoặc bằng giá SMP trong chu kỳ giao dịch;

·Tổ máy được coi là phải phát giảm công suất do ràng buộc khi lượng công suất điều độ của tổ máy này thấp hơn tổng mức công suất có giá chào thấp hơn hoặc bằng giá SMP trong chu kỳ giao dịch;

·         Các tổ máy phải phát tăng hoặc phát giảm do cung cấp dịch vụ điều tần hoặc dự phòng quay;

·Các tổ máy được điều độ ở mức cao hơn hoặc thấp hơn để cung cấp dịch vụ điều chỉnh điện áp sẽ không nhận khoản thanh toán ràng buộc phải phát tăng/giảm công suất, nhưng sẽ được nhận khoản thanh toán cung cấp dịch vụ điều chỉnh điện áp theo hợp đồng.

đ) Chỉ các tổ máy phát điện chịu ràng buộc phát tăng/giảm công suất tham gia thị trường điện mới được nhận khoản thanh toán ràng buộc phải phát tăng/giảm.

·Tính toán khoản thanh toán do ràng buộc được thực hiện theo các bước sau:

·Phân tách sản lượng phát thực tế theo các thành phần tương ứng với các dải công suất chào của tổ máy phát điện: tính từ dải công suất có giá chào thấp nhất đến khi tổng sản lượng chào bằng mức sản lượng phát thực tế.

·Mức sản lượng được điều độ DQbp(j) tương ứng với mức giá chào Pb(g,j,t), được xác định từ mức sản lượng có giá chào thấp nhất


Trong đó:

g: tổ máy phải phát tăng, giảm công suất do ràng buộc,

j; dải chào thứ j của tổ máy g;

J: tổng số dải chào trong bản chào của tổ máy g;

ΔT: khoảng thời gian của 01 chu kỳ giao dịch (ΔT = 0,5 giờ);

Qbp(g,j,t): mức công suất chào trong dải chào j của tổ máy g cho chu kỳ giao dịch t; MW

Gm(g,t): sản lượng điện năng đo đếm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch t, MWh;

DQbp(g,j,t): là mức công suất được điều độ của dải chào thứ j của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch t, MW.

·Tính toán tổng sản lượng được huy động của tổ máy khi lập lịch huy động tính giá điện năng thị trường SMP:

 

EQbp(g,j,t) = Qbp(g,j,t) nếu P

= 0 nếu P

Trong đó:

g: tổ máy phải phát tăng, giảm công suất do ràng buộc,

j: dải chào thứ j của tổ máy g;

J: tổng số dải chào trong bản chào của tổ máy g;

ΔT: khoảng thời gian của 01 chu kỳ giao dịch (ΔT = 0,5 giờ);

Gp(g,t): tổng sản lượng phát của tổ máy g theo lập lịch huy động tính giá điện năng thị trường SMP, kWh;

EQbp(g,j,t): mức công suất ở dải chào thứ j của tổ máy g được huy động trong chu kỳ giao dịch t khi lập lịch tính giá SMP, kW;

Qbp(g,j,t): mức công suất chào của dải chào thứ j của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch t;

SMP(t): giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch t, VND/kWh;

Pb(g,j,t): mức giá chào của dải chào thứ j của tổ máy phát điện gtrong chu kỳ giao dịch t, VND/kWh.

·Tính toán mức lợi nhuận dự kiến tính của tổ máy g trong trường hợp được huy động theo lịch tính giá SMP (không bị ràng buộc phải phát tăng, giảm công suất):

 

Trong đó:

j; dải chào thứ j của tổ máy g;

J: tổng số dải chào trong bản chào của tổ máy g;

ΔT: khoảng thời gian của 01 chu kỳ giao dịch (ΔT = 0,5 giờ);

LNdk(g,t): mức lợi nhuận dự kiến tính của tổ máy g trong chu kỳ t trong trường hợp được huy động theo lịch tính giá SMP, VND;

SMP(t): giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch t, VND/kWh;

CAN(t): giá công suất thị trường trong chu kỳ giao dịch t, VND/kWh;

Gp(g,t): tổng sản lượng phát của tổ máy g theo lập lịch huy động tính giá điện năng thị trường SMP, kWh;

EQbp(g,j,t): mức công suất ở dải chào thứ j của tổ máy g được huy động trong chu kỳ giao dịch t, kW;

Pb(g,j,t): mức giá chào của dải chào thứ j của tổ máy phát điện gtrong chu kỳ giao dịch t, VND/kWh.

đ) Tính toán mức lợi nhuận của tổ máy g theo điều độ thực tế

 

Trong đó:

j; dải chào thứ j của tổ máy g;

J: tổng số dải chào trong bản chào của tổ máy g;

ΔT: khoảng thời gian của 01 chu kỳ giao dịch (ΔT = 0,5 giờ);

LNtt(g,t): mức lợi nhuận của tổ máy g theo điều độ thực tế trong chu kỳ t, VND;

Gm(g,t): sản lượng điện năng đo đếm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch t, kWh;

DQbp(g,j,t) là công suất trong lượng công suất thuộc dải chào thứ j của tổ máy g được điều độ trong chu kỳ giao dịch t, kW;

Pb(g,j,t): mức giá chào của dải chào thứ j của tổ máy phát điện g trong chu kỳ giao dịch t, VND/kWh.

·Khoản thanh toán do ràng buộc phải phát tăng/giảm của tổ máy g được tính bằng chênh lệch giữa mức lợi nhuận dự kiến tính của tổ máy g khi tính theo giá SMP so với mức lợi nhuận của tổ máy g theo điều độ thực tế:

Rcons(g,t) = LNdk(g,t) – LNtt(g,t)

Trong đó:

Rcons(g,t): Khoản thanh toán do ràng buộc phải phát tăng/giảm của tổ máy g trong chu kỳ t, VND.

·Khoản thanh toán theo giá công suất thị trường

Khoản doanh thu công suất của nhà máy điện g trong chu kỳ giao dịch t được tính bằng công thức:

Rcan(g,t) = Qm(g,t) x CAN(t)

Trong đó:

Rcan(g,t): khoản doanh thu công suất của nhà máy điện g trong chu kỳ giao dịch t, VND;

Qm(g,t) : tổng sản lượng điện năng đo đếm tại các điểm giao nhận của nhà máy điện g trong chu kỳ giao dịch t, kWh;

CAN(t): là giá công suất thị trường trong chu kỳ giao dịch t, VND/kWh.

·Thanh toán cho các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện

Đối với các nguồn điện nhập khẩu, các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện nhập khẩu, các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện và có ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam:

·         Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các khoản thanh toán trong từng chu kỳ giao dịch cho các nhà máy điện này căn cứ theo hợp đồng mua bán điện đã ký.

·         Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán phân bổ khoản chi phí mua điện từ các nguồn điện trên cho các đơn vị mua điện tham gia thị trường điện theo nguyên tắc tỷ lệ thuận với tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của từng đơn vị thông qua các thành phần giá sau:

·         Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị mua điện: quy định tại Thông tư này.

·         Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị mua điện: quy định tại Thông tư này.

·         Các mức giá bù trừ: quy định tại Thông tư này.

THANH TOÁN ĐIỆN NĂNG ÁP DỤNG CHO CÁC ĐƠN VỊ MUA ĐIỆN

·Các khoản chi phí mua điện năng của đơn vị mua điện

Các khoản chi phí mua điện năng của đơn vị mua điện trên thị trường điện giao ngay trong chu kỳ giao dịch t bao gồm:

·Khoản chi phí theo giá điện năng thị trường: để đảm bảo Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thu hồi từ các đơn vị mua điện các khoản thanh toán cho các đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch t, bao gồm:

·         Khoản thanh toán theo giá điện năng thị trường cho các đơn vị phát điện trực tiếp trong chu kỳ giao dịch, được tính theo quy định tại Thông tư này.

·         Một phần khoản thanh toán cho các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện, được tính toán theo quy định tại Thông tư này.

·Khoản chi phí theo giá công suất thị trường: để đảm bảo Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thu hồi từ các đơn vị mua điện các khoản thanh toán cho các đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch t, bao gồm:

·         Khoản thanh toán theo giá công suất thị trường cho các đơn vị phát điện trực tiếp trong chu kỳ giao dịch, được tính theo quy định tại Thông tư này.

·         Một phần khoản thanh toán cho các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện, được tính toán theo quy định tại Thông tư này.

·         Khoản chi phí mua điện năng từ tổ máy ràng buộc phải phát: để đảm bảo Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thu hồi từ các đơn vị mua điện các khoản thanh toán ràng buộc phải phát cho các đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch t được tính toán theo quy định tại Thông tư này.

·         Khoản chi phí theo các mức giá bù trừ: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thu hồi đủ từ các đơn vị mua điện khoản thanh toán cho các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện, được tính toán theo quy định tại Thông tư này.

·Tính toán khoản chi phí theo giá điện năng thị trường

Khoản thanh toán theo giá thị điện năng thị trường áp dụng đối với đơn vị mua điện ác định như sau:

·Xác định sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch, được tính bằng tổng của:

·Sản lượng điện năng giao nhận của đơn vị mua điện với lưới truyền tải;

·         Sản lượng điện năng giao nhận với các nhà máy điện đấu nối lưới 110 kV (nếu có);

·Sản lượng điện năng giao nhận với các nhà máy điện nối lưới phân phối có ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam;

·Sản lượng điện năng giao nhận với các đơn vị mua điện khác trên lưới điện phân phối (được quy đổi về lưới điện truyền tải).

·Tính toán khoản chi phí theo giá điện năng thị trường của đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t theo công thức sau:

TCsmp(l,t) = CSMP(t) × Qm (l,t)

Trong đó:

CSMP(t): giá điện năng thị trường áp dụng cho các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t được xác định theo quy định tại Thông tư này (VND/kWh);

Qm (l,t): tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của của đơn vị mua điện l trong chu kỳ giao dịch t được tính toán theo quy định tại Khoản 1 Điều này (kWh).

·Tính toán khoản chi phí theo giá công suất thị trường

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản chi phí theo giá công suất thị trường của đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t theo công thức sau:

TCCAN(l,t) = CCAN(t) × Qm (l,t)

Trong đó:

CCAN(t): giá điện năng thị trường áp dụng cho các đơn vị mua điệnl trong chu kỳ giao dịch t được xác định theo quy định tại Thông tư này (VND/kWh);

Qm (l,t): tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của của đơn vị mua điện l trong chu kỳ giao dịch t được tính toán theo quy định tại Khoản 1 Thông tư này (kWh).

·         Tính toán khoản chi phí ràng buộc phải phát

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản chi phí ràng buộc phải phát cho đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t theo công thức sau:

TCcons(l,t) = × Qm (l,t)

Trong đó:

:giá ràng buộc phải phát áp dụng cho các đơn vị mua điệnl trong chu kỳ giao dịch t được xác định theo quy định tại Thông tư này (VND/kWh);

Qm (l,t): tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của của đơn vị mua điện l trong chu kỳ giao dịch t được tính toán theo quy định tại Khoản 1 Thông tư này (kWh).

·Khoản chi phí theo giá bù trừ do mua điện từ các nguồn năng lượng tái tạo

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản chi phí theo giá bù trừ do mua điện từ các nguồn năng lượng tái tạo cho đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t theo công thức sau:

TCRE(l,t) = PRE(t) × Qm (l,t)

Trong đó:

PRE(t): giá bù trừ do mua điện từ các nguồn năng lượng tái tạo áp dụng cho các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t được xác định theo quy định tại Thông tư này (VND/kWh);

Qm (l,t): tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của của đơn vị mua điện l trong chu kỳ giao dịch t được tính toán theo quy định tại Khoản 1 Thông tư này (kWh).

·Khoản chi phí theo giá bù trừ do mua điện từ nguồn nhập khẩu

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản chi phí theo giá bù trừ do mua điện từ các nguồn nhập khẩu cho đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t theo công thức sau:

TCIM(l,t) = PIM(t) × Qm (l,t)

Trong đó:

PIM (t): giá bù trừ do mua điện từ các nguồn nhập khẩu áp dụng cho các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t được xác định theo quy định tại khoản Thông tư này (VND/kWh);

Qm (l,t): tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của của đơn vị mua điện ính toán theo quy định tại Khoản 1 Thông tư này (kWh).

·Khoản chi phí theo giá bù trừ do mua điện từ các nhà máy điện BOT gián tiếp tham gia thị trường điện

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản chi phí theo giá bù trừ do mua điện từ các nhà máy điện BOT gián tiếp tham gia thị trường điện trong chu kỳ giao dịch t theo công thức sau:

TCBOT(l,t) = PBOT(t) × Qm (l,t)

Trong đó:

PBOT (t): giá bù trừ do mua điện từ các nhà máy điện BOT gián tiếp tham gia thị trường điện áp dụng cho các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t được xác định theo quy định tại khoản Thông tư này (VND/kWh);

Qm (l,t): tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của của đơn vị mua điện ính toán theo quy định tại Khoản 1 Thông tư này (kWh).

·Tổng chi phí mua điện năng của đơn vị mua điện

Tổng chi phí mua điện năng của đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t đươc tính toán theo công thức sau:

TCT (l,t) = TCSMP (l,t) + TCCAN (l,t) + TCcons(l,t) + TCRE (l,t) + TCIM(l,t) + TCBOT(l,t)

Trong đó:

TCSMP (l,t): khoản chi phí theo giá điện năng thị trường của đơn vị mua điện l trong chu kỳ giao dịch t (VND);

TCCAN (l,t): khoản chi phí theo giá công suất thị trường của đơn vị mua điện l trong chu kỳ giao dịch t (VND);

TCcons(l,t): khoản chi phí ràng buộc phải phát cho đơn vị mua điện l trong chu kỳ giao dịch t (VND);

TCRE(l,t): Khoản chi phí theo giá bù trừ do mua điện từ các nguồn năng lượng tái tạo áp dụng cho đơn vị mua điện l trong chu kỳ giao dịch t (VND);

TCIM(l,t): Khoản chi phí theo giá bù trừ do mua điện từ các nguồn nhập khẩu áp dụng cho đơn vị mua điện l trong chu kỳ giao dịch t (VND);

TCBOT(l,t): Khoản chi phí theo giá bù trừ do mua điện từ các nhà máy điện BOT gián tiếp tham gia thị trường điện áp dụng cho đơn vị mua điện l trong chu kỳ giao dịch t (VND).

THANH TOÁN CHO CÁC DỊCH VỤ PHỤ TRỢ

·         Thanh toán cho dịch vụ điều tần, dự phòng quay

·         Trường hợp đơn vị phát điện cung cấp dịch vụ điều tần hoặc dự phòng quay thông qua hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện: tính toán thanh toán cho dịch vụ điều tần và dự phòng quay được thực hiện theo quy định tại Thông tư này.

·Trường hợp đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch cung cấp dịch vụ điều tần hoặc dự phòng quay theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không qua hình thức hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ:

·         Khoản thanh toán cho tổ máy cung cấp dịch vụ điều tần hoặc dự phòng quay:

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các khoản thanh toán cho các tổ máy cung cấp dịch vụ điều tần hoặc dịch vụ dự phòng quay trong chu kỳ giao dịch t, bao gồm:

·         Khoản thanh toán điện năng theo giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường: Phần sản lượng điện năng phát của tổ máy khi được huy động cung cấp dịch vụ điều tần hoặc dự phòng quay trong quá trình vận hành thời gian thực (nếu có) được tính vào trong tổng sản lượng điện năng phát của tổ máy và được thanh toán theo giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường theo quy định tại và Thông tư này.

·         Trường hợp các dải chào của phần công suất của tổ máy được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tách ra để cung cấp dịch vụ điều tần hoặc dự phòng quay có giá chào thấp hơn giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch: tổ máy cung cấp dịch vụ điều tần được thanh toán khoản chi phí cơ hội theo công thức quy định tại Thông tư này.

·         Trường hợp các dải chào của phần công suất của tổ máy được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tách ra để cung cấp dịch vụ điều tần hoặc dự phòng quay có giá chào cao hơn giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch: tổ máy được thanh toán khoản thanh toán ràng buộc phải phát theo quy định tại Thông tư này.

·         Thu hồi chi phí mua dịch vụ điều tần và dự phòng quay:

·         Khoản thanh toán điện năng theo giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường cho các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng điều tần và dự phòng quay: đã được tính gộp vào khoản chi phí theo giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị mua điện theo quy định tại và Thông tư này.

·         Các khoản thanh toán khác cho các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng điều tần và dự phòng quay: đã được tính gộp vào khoản chi phí theo giá ràng buộc phải phát áp dụng cho đơn vị mua điện theo quy định tại Thông tư này.

·Thanh toán các dịch vụ phụ trợ mua qua hợp đồng

·Khoản thanh toán trong chu kỳ giao dịch cho các đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ thông qua hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ ký kết với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện: được tính toán căn cứ theo quy định của hợp đồng dịch vụ phụ trợ đã ký kết.

·         Chi phí mua dịch vụ phụ trợ thông qua hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ được thu hồi từ các đơn vị mua điện thông qua:

·         Khoản chi phí mua điện năng theo giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường của đơn vị mua điện theo quy định tại và Thông tư này (sản lượng điện năng phát của các đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ trong chu kỳ giao dịch đã được tính gộp chung vào tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của các đơn vị mua buôn điện quy định tại Khoản Thông tư này).

·Các chi phí bù trừ theo giá bù trừ do mua dịch vụ phụ trợ thông qua hợp đồng dịch vụ phụ trợ, được tính toán theo công thức sau:

TCAS (l,t) = PAS(t) × Qm (l,t)

Trong đó:

PAS (t): mức giá bù trừ do mua dịch vụ phụ trợ thông qua hợp đồng dịch vụ phụ trợ áp dụng cho các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t được xác định theo quy định tại Khoản Thông tư này (VND/kWh);

Qm (l,t): tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của của đơn vị mua điện l trong chu kỳ giao dịch t được tính toán theo quy định tại Khoản 1 Thông tư này (kWh).

TRÌNH TỰ, THỦ TỤC THANH TOÁN TRONG THỊ TRƯỜNG GIAO NGAY

·         Trách nhiệm của các đơn vị trong thanh toán

·         Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thu thập dữ liệu, tính toán thành phần giá thị trường, giá bù trừ các khoản thanh toán trên thị trường đối với các đơn vị mua điện và bán điện theo các công thức và thời gian biểu theo quy định tại Thông tư này.

·         Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm trang bị, quản lý hệ thống thanh toán thị trường, thiết lập tài khoản thanh toán phục vụ công tác tính toán, lập bảng kê thanh toán, hồ sơ thanh toán, thực hiện thanh toán điện tử theo đúng thời gian quy định tại Thông tư này.

·         Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm nhận các khoản thanh toán từ các đơn vị mua điện và trả các thanh toán thị trường cho các đơn vị bán điện theo đúng quy định tại Thông tư này.

·         Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, xác định yêu cầu và sử dụng bảo lãnh thanh toán đối với các đơn vị tham gia thị trường theo quy định tại MỤC 5 Chương này.

·Các đơn vị mua điện có trách nhiệm kiểm tra, xác nhận bảng kê, hồ sơ thanh toán và thanh toán các khoản thanh toán theo quy định của thị trường.

·         Các đơn vị bán điện có trách nhiệm kiểm tra, xác nhận bảng kê, hồ sơ thanh toán và nhận khoản thanh toán thị trường từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong trường hợp tổng các khoản thanh toán trong chu kỳ thanh toán là dương; và phải thanh toán cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong trường hợp khoản thanh toán xác định cho đơn vị bán điện là âm.

·         Bảng kê thanh toán ngày

1. Các bảng kê thanh toán ngày do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phát hành phải bao gồm chi tiết các dữ liệu phục vụ tính toán khoản thanh toán để cho phép các thành viên thị trường kiểm tra tính toán các khoản thanh toán của các đơn vị đó. Mẫu bảng kê chi tiết do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xây dựng và công bố trên trang thông tin điện tử thị trường điện sau khi được Cục Điều tiết điện lực thông qua.

2. Trước ngày D+4, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho các đơn vị bán điện và đơn vị mua điện bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ cho ngày giao dịch D qua trang thông tin điện tử thị trường điện.

3. Trước ngày D+6, các đơn vị bán điện và đơn vị mua điện có trách nhiệm xác nhận bảng kê thanh toán thị trường điện theo quy định trên trang thông tin điện tử thị trường điện; thông báo lại cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các sai sót trong bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ (nếu có).

4. Trong ngày D+6, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho các đơn vị bán điện và đơn vị mua điện bảng kê thanh toán thị trường điện hoàn chỉnh cho ngày D qua trang thông tin điện tử thị trường điện. Đơn vị phát điện có trách nhiệm phát hành bảng kê thanh toán ngày và đưa vào hồ sơ phục vụ công tác thanh toán cho chu kỳ thanh toán.

·Hồ sơ thanh toán tuần

·Chậm nhất 4 ngày sau khi tuần T, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm chuẩn bị dự thảo hồ sơ thanh toán cho tuần T cho tất cả các thành viên thị trường;

·Chậm nhất 2 ngày sau khi nhận được dự thảo hồ sơ thanh toán cho tuần T từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, các thành viên sẽ có trách nhiệm kiểm tra hồ sơ thanh toán cho tuần T và phải thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về bất cứ lỗi hoặc tranh chấp nào về bản dự thảo thanh toán tuần T;

·         Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tất cả các lỗi hoặc tranh chấp được thông báo về bản dự thảo hồ sơ thanh toán và nếu Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đánh giá rằng hồ sơ dự thảo nào có chứa lỗi hoặc sai số thì Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sẽ phải sửa lại các lỗi đó trong hồ sơ cuối cùng;

·Chậm nhất 10 ngày sau khi tuần T, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hoàn thiện hồ sơ thanh toán cho tuần T.

·         Trình tự thanh toán

·Trước 12h00 ngày thứ 42 sau tuần T, các thành viên thị trường phải thanh toán Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện bất kỳ khoản nợ nào cho tuần T bằng chuyển khoản điện tử, thậm chí nếu hồ sơ thanh toán cuối cùng vẫn có tranh chấp. Trong trường hợp các đơn vị mua điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chậm hơn thời gian quy định, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được quyền sử dụng bảo lãnh thanh toán của thành viên thị trường đó để thực hiện thanh toán thị trường.

·Trước 17h00 ngày thứ 42 sau tuần T, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thanh toán bất kỳ khoản nợ nào cho các thành viên thị trường cho tuần T bằng chuyển khoản điện tử.

·Đối với các khoản thanh toán chậm của các đơn vị, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính thêm khoản tiền lãi đối với khoản thanh toán chậm trả từ ngày ngay sau ngày đến hạn thanh toán đến ngày thanh toán thực tế với lãi suất được tính bằng trung bình của lãi suất tiền gửi bằng đồng Việt Nam vào ngày đến hạn thanh toán tại hóa đơn, kỳ hạn 12 tháng trả sau dành cho khách hàng cá nhân của bốn ngân hàng thương mại gồm Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam, Ngân hàng thương mại cổ phần Công thương Việt Nam, Ngân hàng thương mại cổ phần Đầu tư và Phát triển Việt Nam, Ngân hàng Nông nghiệp và phát triển nông thôn Việt Nam hoặc đơn vị kế thừa hợp pháp của các ngân hàng này cộng biên lãi suất 3%/năm.

·Trong trường hợp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chậm thanh toán cho các đơn vị, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thanh toán thêm khoản tiền lãi đối với khoản thanh toán chậm trả tính tiền lãi trả chậm từ ngày ngay sau ngày đến hạn thanh toán đến ngày thanh toán thực tế với lãi suất được tính bằng trung bình của lãi suất tiền gửi bằng đồng Việt Nam vào ngày đến hạn thanh toán tại hóa đơn, kỳ hạn 12 tháng trả sau dành cho khách hàng cá nhân của bốn ngân hàng thương mại gồm Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam, Ngân hàng thương mại cổ phần Công thương Việt Nam, Ngân hàng thương mại cổ phần Đầu tư và Phát triển Việt Nam, Ngân hàng Nông nghiệp và phát triển nông thôn Việt Nam hoặc đơn vị kế thừa hợp pháp của các ngân hàng này cộng biên lãi suất 3%/năm.

·Các đơn vị có các khoản thanh toán chậm trong kỳ thanh toán của Tuần T phải có trách nhiệm thực hiện thanh toán các khoản này trong kỳ thanh toán của Tuần T+1.

·         Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố tài liệu chi tiết quy định tất cả các bước trong quy trình thanh toán, các nguồn dữ liệu được sử dụng, và các công thức được sử dụng trong thanh toán.

BẢO LÃNH THANH TOÁN

·         Trách nhiệm bảo lãnh

·         Các đơn vị mua điện có trách nhiệm đáp ứng các yêu cầu về bảo lãnh thanh toán.

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán mức yêu cầu bảo lãnh thanh toán đối với từng đơn vị tham gia thị trường điện.

·Các yêu cầu bảo lãnh thanh toán là các yêu cầu do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định đối với từng thành viên thị trường để đảm bảo việc thanh toán cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kể cả trong trường hợp thành viên thị trường chậm thanh toán theo quy định ,thì với khoản bảo lãnh mà Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được quyền sử dụng đủ để giảm thiểu các tổn thất do thanh toán chậm. Các yêu cầu bảo lãnh là một cách quản lý rủi ro tín dụng của các thành viên thị trường.

·Trong trường hợp, một thành viên thị trường không đáp ứng các tiêu chí về tín dụng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm yêu cầu thành viên thị trường phải mua một số dạng hỗ trợ tín dụng phù hợp cho phép Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện nắm giữ và có thể sử dụng trong các trường hợp mặc định. Hỗ trợ tín dụng có thể dưới dạng một khoản bảo lãnh ngân hàng hoặc tương đương.

·         Xác định khoản bảo lãnh

·Hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định và công bố mức bảo lãnh thanh toán đối với từng thành viên thị trường điện.

·Phương pháp xác định yêu cầu bảo lãnh thanh toán trong thị trường điện áp dụng đối với đơn vị mua điện được thực hiện dựa trên số liệu thực tế để xác định khoản bảo lãnh phải đáp ứng đủ thanh toán cho 02 chu kỳ thanh toán hàng tuần (tương đương với 672 chu kỳ giao dịch) và tính có mức dự phòng 15% để xử lý các biến động về giá thị trường so với giá thị trường trong quá khứ.

·Yêu cầu bảo lãnh thanh toán trong thị trường điện áp dụng đối với đơn vị mua điện được xác định dựa trên số liệu thực tế của 04 chu kỳ thanh toán gần nhất theo công thức sau:

·          

Trong đó:

l: đơn vị mua điện l;

t: chu kỳ giao dịch t (nửa giờ);

T: Tổng số chu kỳ giao dịch trong 4 chu kỳ thanh toán gần nhất (T =1.344) (số chu kỳ trong giai đoạn 04 tuần);

CRl: yêu cầu bảo lãnh của đơn vị mua điện l (VND);

Qm(l,t):Tổng sản lượng điện năng đo đếm của đơn vị mua điện l trong chu kỳ giao dịch t (kWh);

P(t): Giá mua điện bình quân trên thị trường của các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch t (VND/kWh);

Sl: Khoản thanh toán theo hóa đơn của đơn vị mua điện l cho phần thanh toán chưa được nhận (VND);

Yl: Khoản thanh toán tạm ứng trước của đơn vị mua điện l (nếu có) (VND).

·Mức bảo lãnh tối thiểu là 500 triệu đồng áp dụng cho các cả đơn vị phát điện có khoản trung bình thanh toán âm, có thể yêu cầu theo từng tình huống.

·Các yêu cầu bảo lãnh và phương pháp xác định các yêu cầu đối với các thành viên phải được đánh giá độc lập trước khi bắt đầu vận hành Thị trường bán buôn điện, và theo định kỳ từ 3 đến 5 năm một lần.

·         Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức đánh giá định kỳ và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thanh toán cho các chi phí đánh giá này.

·         Hình thức bảo lãnh

Mỗi đơn vị thành viên thị trường có cung cấp bảo lãnh thanh toán thị trường đáp ứng yêu cầu quy định tại Thông tư này theo một trong các hình thức sau:

·Đặt cọc bằng tiền mặt tại tài khoản thanh toán thị trường của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

·Thư bảo lãnh thanh toán của ngân hàng đủ tín nhiệm;

·         Kết hợp các hình thức trên.

·         Cung cấp và sử dụng bảo lãnh

·Các thành viên thị trường có trách nhiệm thông báo với đơn vị cung cấp bảo lãnh thanh toán về việc Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được quyền sử dụng các khoản bảo lãnh do đơn vị mình đã mua trong việc thanh toán thị trường điện theo quy định thị trường.

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được quyền sử dụng các khoản bảo lãnh ngân hàng của các thành viên thị trường theo quy định để thực hiện thanh toán thị trường.

CAN THIỆP, DỪNG VÀ KHÔI PHỤC THỊ TRƯỜNG

·Các trường hợp can thiệp thị trường

·Trong một số trường hợp đặc biệt, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép can thiệp thị trường để đảm bảo an ninh cung cấp điện và vận hành tin cậy của hệ thống điện. Việc can thiệp thị trường cần phải hạn chế sử dụng, chỉ được phép thực hiện trong các trường hợp thực sự cần thiết sau khi các nỗ lực vận hành hệ thống theo cơ chế thị trường.

·         Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có thể can thiệp vào thị trường điện trong các trường hợp sau đây:

·Hệ thống điện đang vận hành ở một trang thái không thỏa mãn yêu cầu vận hành nhưng không thể khắc phục được bởi thị trường; hoặc

·         Không thể xác định được các mức điều độ thời gian thực và giá do sự cố của các hệ thống công nghệ thông tin và truyền thông, và lịch huy động ngày tới đã tính trước đó không còn hợp lý.

·Trong trường hợp can thiệp thị trường, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều độ các tổ máy trên cơ sở:

·Duy trì an ninh hệ thống điện;

·Đáp ứng các yêu cầu dịch vụ phụ trợ điều chỉnh tần số;

·         Đáp ứng các yêu cầu về chất lượng điện áp.

·         Nếu Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điệnnhận định can thiệp thị trường là cần thiết, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các thông tin sau:

·Lý do can thiệp thị trường;

·Các chu kỳ giao dịch có thể bị can thiệp thị trường.

·         Trong vòng 24 giờ sau khi kết thúc can thiệp thị trường, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố thông tin sau:

·Lý do can thiệp thị trường;

·         Các chu kỳ giao dịch có thể bị can thiệp thị trường; và

·Chi tiết các can thiệp vào thị trường đã được thực hiện bởi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

·Các trường hợp tạm dừng thị trường

·Vận hành thị trường thị trường bán buôn điện có thể bị tạm dừng trong các trường hợp:

·Khẩn cấp do thiên tai hoặc an ninh quốc gia dẫn đến không thể vận hành thị trường.

·Thực hiện theo đề nghị của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện với một trong các điều kiện sau:

·         Hệ thống điện đang trong một trạng thái vận hành cực kỳ khẩn cấp theo quy định tại Quy định Hệ thống lưới điện truyền tải; và

·Các hệ thống công nghệ thông tin và truyền thông của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không sẵn sàng để quản lý vận hành thị trường.

·Các trường hợp khác dựa theo đề nghị của các cơ quan có thẩm quyền.

·         Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm đánh giá và ban hành quyết định về việc tạm dừng vận hành thị trường điện trong các trường hợp nêu trên và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về quyết định này.

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho các thành viên thị trường điện về quyết định của Cục Điều tiết điện lực về việc tạm dừng vận hành thị trường điện.

·Vận hành thị trường sẽ được khôi phục nếu các yêu cầu sau đây đã được đáp ứng:

·         Các nguyên nhân dẫn đến tạm dừng thị trường không còn tồn tại hoặc đã được xử lý; và

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đã khẳng định về sự sẵn sàng để khôi phục vận hành thị trường điện.

·         Cục Điều tiết điện lực phải có trách nhiệm kiểm tra các yêu cầu trên được thỏa mãn và ra quyết định khôi phục vận hành thị trường điện, và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về quyết định này.

·Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm có trách nhiệm thông báo các thành viên thị trường về quyết định của Cục Điều tiết điện lực về việc khôi phục công tác vận hành thị trường và khôi phục các hoạt động nhanh nhất có thể.

·Trình tự, thủ tục can thiệp, tạm dừng

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

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

b) Đáp ứng được yêu cầu về dự phòng điều tần;

c) Đáp ứng được yêu cầu về dự phòng quay;

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

·Vận hành hệ thống điện trong giai đoạn tạm dừng thị trường

·         Trong quá trình tạm dừng thị trường, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm vận hành hệ thống điện tuân thủ theo các nguyên tắc sau đây:

·         Hệ thống điện được vận hành an toàn;

·An ninh hệ thống điện được đảm bảo;

·Độ tin cậy của hệ thống điện được đảm bảo;

·         Các chi phí điều độ được tối thiếu hóa; và

·Các kế hoạch xuất và nhập khẩu được tuân thủ.

·Các nhà máy điện, các khách hàng thị trường, đơn vị truyền tải điện, các đơn vị phân phối điện và các đơn vị liên quan khác phải có trách nhiệm tuân thủ các lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

·Khôi phục vận hành thị trường

Thị trường điện được khôi phục vận hành khi đảm bảo các điều kiện sau:

a) Các nguyên nhân dẫn đến việc dừng thị trường điện đã được khắc phục;

b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác nhận về khả năng vận hành lại thị trường điện.

2. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét, quyết định khôi phục thị trường điện và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho các thành viên tham gia thị trường điện về quyết định khôi phục thị trường điện của Cục Điều tiết điện lực.

·Công bố thông tin về can thiệp, tạm dừng và khôi phục vận hành thị trường

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

- Các lý do phải can thiệp thị trường điện;

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

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

- Các lý do phải can thiệp vào thị trường điện;

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

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

·Giá điện năng thị trường trong trường hợp can thiệp, tạm dừng thị trường

·Trong trường hợp thời gian can thiệp thị trường nhỏ hơn 24 giờ:

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng bản chào giá hợp lệ gần nhất để xác định giá điện năng thị trường theo quy định tại Thông tư này;

·Trong trường hợp thời gian can thiệp thị trường lớn hơn hoặc bằng 24 giờ, giá điện năng thị trường tính trong lập kế hoạch vận hành ngày tới (DAP) được dùnglàm giá thanh toán cho thời gian bị can thiệp hoặc tạm dừng thị trường.

·         Trong trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đã sử dụng DAP để xác định giá điện năng thị trường thanh toán nhưng vẫn thiếu giá cho các chu kỳ giao dịch còn lại thì lấy giá trị bình quân của giá điện năng thị trường thực tế của các chu kỳ tương ứng trong 4 tuần gần nhất làm giá điện năng thị trường để thanh toán cho các chu kỳ giao dịch đó.

·Thanh toán trong trường hợp can thiệp, tạm dừng thị trường

Trên cơ sở giá điện năng thị trường được tính toán theo quy định tại Thông tư này, các thanh toán trong trường hợp can thiệp hoặc tạm dừng thị trường được tính toán theo các công thức đã được quy định tại Chương 10 Thông tư này.

QUẢN LÝ VÀ CÔNG BỐ THÔNG TIN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

CUNG CẤP THÔNG TIN PHỤC VỤ VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN

·Cung cấp thông tin, số liệu về các nhà máy nhiệt điện

Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy nhiệt điện đang vận hành hoặc sắp vận hành có trách nhiệm cung cấp các thông số kỹ thuật của nhà máy điện, tổ máy phát điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để phục vụ công tác vận hành thị trường bán buôn điện, cụ thể như sau:

·Thông tin, số liệu của từng tổ máy phát điện:

·         Công suất thiết kế, công suất lắp đặt và công suất khả dụng lớn nhất trong vận hành thực tế của từng tổ máy.

·Công suất ổn định thấp nhất;

·Tốc độ tăng giảm tải lớn nhất;

·Thời gian khởi động nhỏ nhất, chi phí khởi động tương ứng với các trạng thái nóng, ấm, nguội;

·đ) Đặc tính suất hao nhiệt theo thiết kế và theo vận hành thực tế (cho ít nhất 4 điểm: mức tải tối thiểu, tối đa và 2 điểm giữa, sử dụng giá trị nhiệt trị thấp của nhiên liệu);

·Giá trị nhiệt trị thấp ước tính của nguồn nhiên liệu/ loại nhiên liệu;

·g) Phụ tải tự dùng theo tỷ lệ % hoặc là hàm số của sản lượng phát điện;

·         h) Suất sự cố (gồm các hệ số FOR và COR) và mức độ khả dụng ước tính.

·Thông tin về nguồn nhiên liệu

·Nguồn nhiên liệu, loại nhiên liệu (nhiên liệu chính, nhiên liệu phụ).

·         Các mức giới hạn nhiên liệu (nếu có)

·Các thông tin, số liệu khác theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

·Cung cấp thông tin, số liệu về các nhà máy thủy điện

Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy thủy điện đang vận hành hoặc sắp vận hành có trách nhiệm cung cấp các thông số kỹ thuật của nhà máy điện, tổ máy phát điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để phục vụ công tác vận hành thị trường bán buôn điện, cụ thể như sau:

·Thông tin, số liệu của từng tổ máy phát điện:

·         Công suất thiết kế, công suất lắp đặt và công suất khả dụng lớn nhất trong vận hành thực tế của từng tổ máy.

·Công suất ổn định thấp nhất;

·Tốc độ tăng giảm tải lớn nhất;

·Thời gian khởi động nhỏ nhất.

·đ) Đặc tính suất hao nước

·Thông tin, số liệu v