Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh

• Số hiệu: 01/VBHN-BCT
• Ngày ban hành: 4 tháng 8, 2015
• Số điều: 118

Điều Lời mở đầu

BỘ CÔNG THƯƠNG | CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

Số: 01/VBHN-BCT | Hà Nội, ngày 04 tháng 08 năm 2015

THÔNG TƯ

QUY ĐỊNH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH

Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh, được sửa đổi, bổ sung Điều 68 bởi:

Thông tư số 21/2015/TT-BCT ngày 23 tháng 6 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, trình tự kiểm tra hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện.

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 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 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 phát điện cạnh tranh1

Chương I

QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1 Phạm vi điều chỉnh

Điều 1. Phạm vi điều chỉnh

Thông tư này quy định về vận hành thị trường phát điện cạnh tranh (sau đây viết tắt là thị trường điện) và trách nhiệm của các đơn vị tham gia thị trường điện.

Điều 2 Đối tượng áp dụng

Điều 2. Đối tượng áp dụng

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

1. Đơn vị mua buôn duy nhất.

2. Đơn vị phát điện.

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

4. Đơn vị truyền tải điện.

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

6. Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

Điều 3 Giải thích từ ngữ

Điều 3. Giải thích từ ngữ

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

1. 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.

2. Bản chào giá lập lịch là bản chào giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chấp nhận để lập lịch huy động ngày tới, giờ tới.

3. Bảng kê thanh toán là bảng tính toán các khoản thanh toán cho nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập cho mỗi ngày giao dịch và cho mỗi chu kỳ thanh toán.

4. Can thiệp vào thị trường điện là hành động thay đổi chế độ vận hành bình thường của thị trường điện mà Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải áp dụng để xử lý các tình huống quy định tại Khoản 1 Điều 59 Thông tư này.

5. Chu kỳ giao dịch là khoảng thời gian 01 giờ tính từ phút đầu tiên của mỗi giờ.

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

7. Công suất công bố là mức công suất sẵn sàng lớn nhất của tổ máy phát điện được các đơn vị chào giá hoặc Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát điện ký hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ công bố theo lịch vận hành thị trường điện.

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

9. Công suất huy động giờ tới là mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho giờ đầu tiên trong lịch huy động giờ tới.

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

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

12. Công suất thanh toán là mức công suất của tổ máy nằm trong lịch công suất hàng giờ và được thanh toán giá công suất thị trường.

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

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

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

16. Đơn vị mua buôn duy nhất là đơn vị mua điện duy nhất trong thị trường điện, có chức năng mua toàn bộ điện năng qua thị trường điện và qua hợp đồng mua bán điện.

17. Đơn vị phát điện là đơn vị sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện tham gia thị trường điện và ký hợp đồng mua bán điện cho các nhà máy điện này với Đơn vị mua buôn duy nhất.

18. Đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch là đơn vị phát điện có nhà máy điện không được chào giá trực tiếp trên thị trường điện.

19. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch là đơn vị phát điện có nhà máy điện được chào giá trực tiếp trên thị trường điện.

20. 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.

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

22. 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, điều hành giao dịch thị trường điện.

23. 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 khoản thanh toán công suất cho các đơn vị phát điện trong thị trường điện.

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

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

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

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

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

29. 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.

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

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

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

33. Hợp đồng mua bán điện là văn bản thỏa thuận mua bán điện giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện hoặc mua bán điện với nước ngoài.

34. Hợp đồng mua bán điện dạng sai khác là hợp đồng mua bán điện ký kết giữa Đơn vị mua buôn duy nhất với các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.

35. 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.

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

37. Lịch công suất là lịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập sau vận hành để xác định lượng công suất thanh toán trong từng chu kỳ giao dịch.

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

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

40. 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.

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

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

43. 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 Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

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

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

46. Ngày D là ngày giao dịch hiện tại.

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

48. 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.

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

50. Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu là các nhà máy thủy điện lớn có vai trò quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh do nhà nước độc quyền xây dựng và vận hành.

51. Nhóm nhà máy thủy điện bậc thang là tập hợp các nhà máy thủy điện, trong đó lượng nước xả từ hồ chứa của nhà máy thủy điện bậc thang trên chiếm toàn bộ hoặc phần lớn lượng nước về hồ chứa nhà máy thủy điện bậc thang dưới và giữa hai nhà máy điện này không có hồ chứa điều tiết nước lớn hơn 01 tuần.

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

53. Phụ tải hệ thống là tổng sản lượng điện năng của toàn hệ thống điện tính quy đổi về đầu cực các tổ máy phát điện và sản lượng điện năng nhập khẩu trong một chu kỳ giao dịch trừ đi sản lượng của các nhà máy phát điện có tổng công suất đặt nhỏ hơn hoặc bằng 30 MW không tham gia thị trường điện và sản lượng của các nhà máy thủy điện bậc thang trên cùng một dòng sông thuộc một đơn vị phát điện có tổng công suất đặt nhỏ hơn hoặc bằng 60 MW (đáp ứng tiêu chuẩn áp dụng biểu giá chi phí tránh được).

54. Sản lượng đo đếm là lượng điện năng đo đếm được của nhà máy điện tại vị trí đo đếm.

55. Sản lượng hợp đồng giờ là sản lượng điện năng được phân bổ cho từng chu kỳ giao dịch và được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác.

56. Sản lượng hợp đồng năm là sản lượng điện năng cam kết hàng năm trong hợp đồng mua bán điện dạng sai khác.

57. Sản lượng hợp đồng tháng là sản lượng điện năng được phân bổ từ sản lượng hợp đồng năm cho từng tháng.

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

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

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

61. Thanh toán phát ràng buộc là khoản thanh toán mà Đơn vị phát điện được nhận cho lượng điện năng phát tăng thêm.

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

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

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

65. Thông tin bảo mật là các thông tin mật theo quy định của pháp luật hoặc theo thỏa thuận giữa các bên.

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

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

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

69. 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 dự kiến huy động của các nhà máy điện thuộc các đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trong chu kỳ giao dịch lớn hơn phụ tải hệ thống dự báo.

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

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

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

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

74. Vị trí đo đếm là vị trí đặt hệ thống đo đếm điện năng để xác định sản lượng điện năng giao nhận phục vụ thanh toán thị trường điện giữa Đơn vị phát điện và đơn vị mua buôn điện duy nhất theo quy định tại Thông tư số 27/2009/TT-BCT ngày 27 tháng 9 năm 2009 quy định đo đếm điện năng trong thị trường phát điện cạnh tranh và theo hợp đồng mua bán điện giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn duy nhất.

Chương II

ĐĂNG KÝ THAM GIA THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 4 Trách nhiệm tham gia thị trường điện

Điều 4. Trách nhiệm tham gia thị trường điện

1. Nhà máy điện có giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện, có công suất đặt lớn hơn 30 MW đấu nối vào hệ thống điện quốc gia, trừ các nhà máy điện quy định tại Khoản 3 Điều này, có trách nhiệm tham gia thị trường điện chậm nhất là 06 tháng đối với nhà máy thủy điện và 12 tháng đối với nhà máy nhiệt điện kể từ ngày vận hành thương mại của nhà máy điện.

2. Nhà máy điện có công suất đặt đến 30 MW, đấu nối lưới điện cấp điện áp từ 110 kV trở lên, trừ các nhà máy điện quy định tại Khoản 3 Điều này, được quyền lựa chọn tham gia thị trường điện. Trường hợp lựa chọn tham gia thị trường điện, nhà máy điện phải đáp ứng các yêu cầu sau:

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

b) Hoàn thiện và nộp hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện theo quy định tại Khoản 2 và Khoản 3 Điều 5 và Khoản 1 Điều 6 Thông tư này;

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

3. Các nhà máy điện không tham gia thị trường điện bao gồm:

a) Nhà máy điện BOT;

b) Nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện;

c) Nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia và không xác định được kế hoạch bán điện dài hạn.

4. Trước ngày 01 tháng 11 năm N-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và báo cáo Cục Điều tiết điện lực danh sách các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch, các đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch và các đơn vị phát điện không tham gia thị trường điện theo quy định tại Khoản 3 Điều này trong năm N để công bố cho các thành viên tham gia thị trường điện.

5. Các nhà máy điện tham gia thị trường điện có trách nhiệm đầu tư, hoàn thiện hệ thống trang thiết bị để đấu nối vào hệ thống thông tin thị trường điện, hệ thống SCADA/EMS và hệ thống đo đếm điện năng đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện.

6. Trường hợp nhà máy điện đáp ứng đủ điều kiện nhưng chưa tham gia thị trường điện theo quy định tại Khoản 1 Điều này:

a) Trước ngày 25 hàng tháng, nhà máy điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực đồng thời gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị mua buôn duy nhất tiến độ đầu tư, hoàn thành các hạng mục đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện;

b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tiếp tục lập lịch và công bố biểu đồ huy động công suất cho nhà máy điện;

c) Nhà máy điện được tạm thanh toán toàn bộ sản lượng thực tế đã phát trong chu kỳ thanh toán với giá bằng 90% giá hợp đồng mua bán điện đã ký kết giữa hai bên. Số tiền điện chênh lệch (10% còn lại) được quyết toán trong chu kỳ thanh toán của tháng đầu tiên khi nhà máy trực tiếp tham gia chào giá trên thị trường điện.

Điều 5 Hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện

Điều 5. Hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện

1. Trước 02 tháng kể từ thời điểm chậm nhất phải tham gia thị trường điện theo quy định tại Khoản 1 Điều 4 Thông tư này, Đơn vị phát điện có trách nhiệm hoàn thiện hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện đối với từng nhà máy điện.

2. Hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện bao gồm:

a) Bản đăng ký tham gia thị trường điện, trong đó ghi rõ tên, địa chỉ của Đơn vị phát điện, nhà máy điện;

b) Bản sao Giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện;

c) Tài liệu nghiệm thu đưa vào vận hành các hệ thống theo quy định tại Khoản 5 Điều 4 Thông tư này;

d) Các thông tin cần thiết khác theo quy định tại Quy trình đăng ký tham gia thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

3. Số lượng hồ sơ: 02 (hai) bộ.

Điều 6 Phê duyệt hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện

Điều 6. Phê duyệt hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện

1. Đơn vị phát điện có trách nhiệm nộp hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện đối với từng nhà máy điện về Cục Điều tiết điện lực trực tiếp hoặc qua đường bưu điện.

2. Cục Điều tiết điện lực tiếp nhận hồ sơ, kiểm tra tính đầy đủ và hướng dẫn bổ sung hoàn thiện hồ sơ (trong trường hợp hồ sơ nộp trực tiếp) hoặc trong thời hạn 02 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ (trong trường hợp tiếp nhận hồ sơ qua đường bưu điện).

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

4. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ đăng ký tham gia thị trường 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 nhà máy điện.

5. 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:

a) 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;

b) Trường hợp hồ sơ không hợp lệ:

- Cục Điều tiết điện lực gửi Đơn vị phát điện văn bản nêu rõ lý do hồ sơ không hợp lệ và yêu cầu Đơn vị phát điện giải trình, hoàn thiện hồ sơ;

- Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ khi Đơn vị phát điện nhận được văn bản yêu cầu, Đơn vị phát điện gửi Cục Điều tiết điện lực văn bản giải trình và hồ sơ hoàn thiện;

- Trong thời hạn 03 ngày làm việc kể từ khi nhận được văn bản giải trình và hồ sơ hoàn thiện của Đơn vị phát điện, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức đánh giá hồ sơ theo quy định tại Khoản này.

Điều 7 Thông tin thành viên tham gia thị trường điện

Điều 7. Thông tin thành viên tham gia thị trường điện

1. Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm đăng ký các thông tin chung về đơn vị cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lưu trữ thông tin đăng ký, cập nhật các thay đổi về thông tin đăng ký của các thành viên tham gia thị trường điện.

3. Thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện khi có sự thay đổi các thông tin đã đăng ký.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố thông tin đăng ký của các thành viên tham gia thị trường điện và các thông tin đăng ký đã thay đổi.

Điều 8 Đình chỉ và khôi phục quyền tham gia thị trường điện của nhà máy điện

Điều 8. Đình chỉ và khôi phục quyền tham gia thị trường điện của nhà máy điện

1. Nhà máy điện bị đình chỉ quyền tham gia thị trường điện trong các trường hợp sau:

a) Không thực hiện đầy đủ các quy định tại Khoản 5 Điều 4 Thông tư này;

b) Có một trong các hành vi vi phạm sau đây:

- Không cung cấp thông tin hoặc cung cấp thông tin không chính xác cho việc lập kế hoạch vận hành thị trường điện và lịch huy động các tổ máy trong hệ thống điện;

- Không cung cấp thông tin hoặc cung cấp thông tin không chính xác cho việc giải quyết tranh chấp và xử lý vi phạm trên thị trường phát điện cạnh tranh theo quy định của pháp luật;

- Thỏa thuận trực tiếp hoặc gián tiếp với các đơn vị khác trong việc hạn chế hoặc kiểm soát công suất chào bán trên thị trường nhằm tăng giá điện năng thị trường giao ngay và làm ảnh hưởng đến an ninh cung cấp điện;

- Thỏa thuận với các Đơn vị phát điện khác trong việc chào giá để được lập lịch huy động;

- Thỏa thuận với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong việc chào giá để được lập lịch huy động không đúng quy định;

- Các hành vi vi phạm khác gây hậu quả nghiêm trọng về đảm bảo an ninh cung cấp điện hoặc về tài chính cho các đơn vị khác trong thị trường điện.

2. Cục Điều tiết điện lực có quyền đình chỉ quyền tham gia thị trường điện của nhà máy điện có hành vi vi phạm quy định tại Khoản 1 Điều này. Trình tự và thủ tục đình chỉ quyền tham gia thị trường của nhà máy điện được quy định tại Điều 113 Thông tư này.

3. Trong thời gian nhà máy điện bị đình chỉ quyền tham gia thị trường điện:

a) Đơn vị phát điện hoặc nhà máy điện không được chào giá trực tiếp trên thị trường điện nhưng phải tuân thủ các quy định khác của Thông tư này;

b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch và công bố biểu đồ huy động công suất cho nhà máy điện bị đình chỉ quyền tham gia thị trường điện. Nhà máy được tạm thanh toán toàn bộ sản lượng thực tế đã phát trong chu kỳ thanh toán với giá bằng 90% giá hợp đồng mua bán điện đã ký kết giữa hai bên. Số tiền điện chênh lệch (10% còn lại) được quyết toán trong chu kỳ thanh toán của tháng đầu tiên khi nhà máy được khôi phục lại quyền tham gia thị trường điện.

4. Nhà máy điện bị đình chỉ được khôi phục quyền tham gia thị trường điện khi đáp ứng các điều kiện sau:

a) Khi hết thời hạn đình chỉ quyền tham gia thị trường điện;

b) Đã hoàn thành các nghĩa vụ quy định trong quyết định đình chỉ quyền tham gia thị trường điện.

5. Khi đã đáp ứng đủ các điều kiện quy định tại Khoản 4 Điều này, nhà máy điện có trách nhiệm gửi văn bản đề nghị khôi phục quyền tham gia thị trường điện kèm theo các tài liệu chứng minh tới 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 kiểm tra và báo cáo Cục Điều tiết điện lực cho phép nhà máy điện được tham gia thị trường điện.

6. Trong trường hợp thời hạn đình chỉ quyền tham gia thị trường điện kết thúc nhưng nhà máy điện chưa đáp ứng đủ điều kiện quy định tại Điểm b Khoản 4 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực để xem xét xử lý.

Điều 9 Chấm dứt tham gia thị trường điện

Điều 9. Chấm dứt tham gia thị trường điện

1. Nhà máy điện chấm dứt tham gia thị trường điện trong các trường hợp sau:

a) Theo đề nghị của Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện trong các trường hợp sau:

- Nhà máy điện của Đơn vị phát điện ngừng vận hành hoàn toàn;

- Nhà máy điện của Đơn vị phát điện không duy trì và không có khả năng khôi phục lại công suất đặt lớn hơn 30 MW trong thời hạn 01 năm.

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

2. Trong trường hợp quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này, 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.

3. 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 chấm dứt tham gia thị trường điện của nhà máy điện.

4. Trong trường hợp nhà máy điện có hành vi vi phạm trước thời điểm chấm dứt tham gia thị trường điện, Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện đó có trách nhiệm tiếp tục thực hiện các quy định về xác minh và xử lý vi phạm theo quy định tại Thông tư này.

Chương III

CÁC NGUYÊN TẮC VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 10 Giới hạn giá chào

Điều 10. Giới hạn giá chào

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

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

a) Suất hao nhiệt của tổ máy phát điện;

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

c) Giá nhiên liệu;

d) Hệ số chi phí phụ;

đ) Giá biến đổi theo hợp đồng mua bán điện.

3. Giá sàn của tổ máy nhiệt điện là 01 đồng/kWh.

4. Giới hạn giá chào của các tổ máy thủy điện được quy định tại Điều 40 Thông tư này.

Điều 11 Giá trị nước

Điều 11. Giá trị nước

1. Giá trị nước được sử dụng cho việc lập kế hoạch vận hành năm tới, tháng tới, tuần tới và là dữ liệu đầu vào để xác định giới hạn giá chào của tổ máy thủy điện trong thị trường điện.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố giá trị nước theo lịch vận hành thị trường điện được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.

Điều 12 Giá thị trường toàn phần

Điều 12. Giá thị trường toàn phần

Giá thị trường toàn phần cho chu kỳ giao dịch được tính bằng tổng của 02 (hai) thành phần sau:

1. Giá điện năng thị trường.

2. Giá công suất thị trường.

Điều 13 Giá điện năng thị trường

Điều 13. Giá điện năng thị trường

1. Giá điện năng thị trường do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán sau thời điểm vận hành dựa trên phương pháp lập lịch không ràng buộc.

2. Giá điện năng thị trường không vượt quá mức giá trần thị trường do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và Cục Điều tiết điện lực phê duyệt hàng năm.

3. Việc xác định giá điện năng thị trường được quy định tại Điều 67 và Điều 69 Thông tư này.

Điều 14 Giá công suất thị trường

Điều 14. Giá công suất thị trường

1. Giá công suất thị trường cho từng chu kỳ giao dịch được 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.

2. 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.

3. Việc xác định giá công suất thị trường được quy định tại Điều 25 và Điều 26 Thông tư này.

Điều 15 Hợp đồng mua bán điện dạng sai khác

Điều 15. Hợp đồng mua bán điện dạng sai khác

1. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm ký hợp đồng mua bán điện dạng sai khác theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.

2. Sản lượng hợp đồng năm được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán căn cứ sản lượng kế hoạch năm và tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng quy định tại Khoản 5 Điều này. Sản lượng kế hoạch năm được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới theo Khoản 2 Điều 27 Thông tư này.

3. Sản lượng hợp đồng tháng được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới căn cứ việc phân bổ sản lượng hợp đồng năm vào các tháng theo Điều 28 Thông tư này.

4. Sản lượng hợp đồng giờ được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định trong quá trình lập kế hoạch vận hành tháng tới căn cứ trên việc phân bổ sản lượng hợp đồng tháng vào các giờ trong tháng theo Điều 37 Thông tư này.

5. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xác định và công bố tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng của đơn vị phát điện hàng năm tùy theo từng loại hình công nghệ theo nguyên tắc sau:

a) Đảm bảo hài hòa các mục tiêu:

- Khuyến khích cạnh tranh hiệu quả trong thị trường điện;

- Ổn định doanh thu của đơn vị phát điện;

- Ổn định giá phát điện bình quân, phù hợp với quy định về xây dựng biểu giá bán lẻ điện.

b) Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng được quy định riêng cho các loại hình công nghệ thủy điện và nhiệt điện, tỷ lệ này không cao hơn 95% và không thấp hơn 60%.

Điều 16 Nguyên tắc thanh toán trong thị trường điện

Điều 16. Nguyên tắc thanh toán trong thị trường điện

1. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch được thanh toán theo giá thị trường điện và thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác.

2. Khoản thanh toán theo giá thị trường chỉ áp dụng cho Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và được tính toán căn cứ trên các yếu tố sau:

a) Giá điện năng thị trường;

b) Giá công suất thị trường;

c) Sản lượng điện năng và công suất huy động.

3. Việc thanh toán cho các Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch được thực hiện theo quy định tại Chương VI Thông tư này.

4. Các đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch được thanh toán theo các quy định tại hợp đồng mua bán điện.

Chương IV

KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Mục 1. KẾ HOẠCH VẬN HÀNH NĂM TỚI

Điều 17 Kế hoạch vận hành năm tới

Điều 17. Kế hoạch vận hành năm tới

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

a) Lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất;

b) Tính toán giá công suất thị trường;

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

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

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

e) Chủ trì, phối hợp với Đơn vị mua buôn duy nhất tính toán sản lượng kế hoạch, sản lượng hợp đồng năm và phân bổ sản lượng hợp đồng năm vào các tháng trong năm của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để tính toán các nội dung quy định tại các Điểm a, b, c, d và đ Khoản 1 Điều này. Thông số đầu vào sử dụng trong mô phỏng thị trường của các tổ máy nhiệt điện là chi phí biến đổi của tổ máy được xác định tại Khoản 3 Điều này, các đặc tính thủy văn và đặc tính kỹ thuật của nhà máy thủy điện.

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

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

VC = (1 + f ) × PNL × HR

Trong đó:

VC: Chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện (đồng/kWh);

f: Hệ số chi phí phụ, được tính bằng tỷ lệ của tổng các chi phí khởi động, chi phí nhiên liệu - vật liệu phụ và chi phí vận hành bảo dưỡng biến đổi cho phát điện so với chi phí nhiên liệu chính; PNL: Giá nhiên liệu chính của tổ máy nhiệt điện (đồng/kCal hoặc đồng/BTU);

HR: Suất hao nhiệt của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh hoặc kCal/kWh);

- Giá nhiên liệu (PNL) là mức giá nhiên liệu dự kiến cho năm N do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

Giá nhiên liệu năm N là giá nhiên liệu do cơ quan nhà nước có thẩm quyền công bố cho năm N hoặc trong hợp đồng mua bán nhiên liệu sơ cấp dài hạn. Trong trường hợp có cả hai loại giá trên thì sử dụng giá nhiên liệu do cơ quan nhà nước có thẩm quyền công bố cho năm N. Trong trường hợp không có cả hai loại giá trên thì giá nhiên liệu của năm N được tính bằng trung bình của giá nhiên liệu thực tế đã sử dụng cho thanh toán của 12 tháng gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch vận hành năm N;

- Suất hao nhiệt của tổ máy nhiệt điện (HR) được xác định bằng suất hao nhiệt được thống nhất trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp và được hiệu chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu suất. Trường hợp suất hao nhiệt trong hợp đồng là suất hao nhiệt bình quân cả đời dự án thì không cần phải điều chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu suất. Trong trường hợp trong hợp đồng hoặc hồ sơ đàm phán hợp đồng chỉ có đường đặc tính suất hao tại các mức tải thì suất hao nhiệt của các tổ máy được xác định tại mức tải tương ứng với sản lượng điện năng phát bình quân nhiều năm của nhà máy điện được quy định trong hợp đồng mua bán điện.

Trường hợp tổ máy nhiệt điện không có số liệu suất hao nhiệt trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện, suất hao nhiệt của nhà máy điện đó được xác định bằng suất hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm theo công nghệ phát điện và công suất đặt. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán suất tiêu hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn;

- Hệ số suy giảm hiệu suất của tổ máy nhiệt điện được xác định bằng hệ số suy giảm hiệu suất trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp.

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

- Hệ số chi phí phụ (f) của tổ máy nhiệt điện được Đơn vị mua buôn duy nhất xác định và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện căn cứ trên số liệu trong hợp đồng mua bán điện hoặc hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện. Trường hợp hệ số chi phí phụ của tổ máy nhiệt điện không có trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện thì hệ số chi phí phụ của tổ máy nhiệt điện đó được xác định theo Quy định phương pháp xây dựng giá phát điện; trình tự, thủ tục kiểm tra hợp đồng mua bán điện do Bộ Công Thương ban hành.

b) Trường hợp không có số liệu suất hao nhiệt trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện và không có nhà máy điện chuẩn cùng nhóm phù hợp, chi phí biến đổi của tổ máy được xác định bằng giá biến đổi trong hợp đồng có cập nhật các yếu tố ảnh hưởng đến giá biến đổi của năm N theo phương pháp được thỏa thuận trong hợp đồng.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm trình Tập đoàn điện lực Việt Nam thẩm định và trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt kế hoạch vận hành năm tới theo lịch vận hành thị trường điện được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này. Hồ sơ trình bao gồm kết quả tính toán, các số liệu đầu vào và thuyết minh tính toán.

5. Trong trường hợp giá than và giá khí cho phát điện có sự biến động lớn so với thời điểm phê duyệt kế hoạch vận hành năm tới, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét, yêu cầu Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cập nhật số liệu và tính toán lại kế hoạch vận hành các tháng còn lại trong năm trình Tập đoàn điện lực Việt Nam thẩm định và trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt.

Điều 18 Phân loại các nhà máy thủy điện

Điều 18. Phân loại các nhà máy thủy điện

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

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

b) Nhóm nhà máy thủy điện bậc thang;

c) Nhóm nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần;

d) Nhóm nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần;

đ) Nhóm nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày.

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

3. Căn cứ đề xuất của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm lập danh sách các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu để Bộ Công Thương trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.

Điều 19 Dự báo phụ tải cho lập kế hoạch vận hành năm tới

Điều 19. Dự báo phụ tải cho lập kế hoạch vận hành năm tới

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm dự báo phụ tải để phục vụ lập kế hoạch vận hành năm tới theo phương pháp quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành. Các số liệu dự báo phụ tải phục vụ lập kế hoạch vận hành năm tới bao gồm:

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

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

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

Điều 20 Dịch vụ phụ trợ cho kế hoạch vận hành năm tới

Điều 20. Dịch vụ phụ trợ cho kế hoạch vận hành năm tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định nhu cầu các loại dịch vụ phụ trợ cho năm tới theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lựa chọn nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ. Nhà máy điện được lựa chọn có trách nhiệm cung cấp dịch vụ phụ trợ và được thanh toán theo quy định của Bộ Công Thương.

Điều 21 Phân loại tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh năm tới

Điều 21. Phân loại tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh năm tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân loại các tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh theo quy định tại Quy trình phân loại tổ máy và tính giá trần bản chào của nhà máy nhiệt điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

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

3. Căn cứ hệ số tải trung bình năm từ kết quả mô phỏng, các tổ máy được phân loại thành 03 (ba) nhóm sau:

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

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

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

Điều 22 Xác định giới hạn giá chào của tổ máy nhiệt điện

Điều 22. Xác định giới hạn giá chào của tổ máy nhiệt điện

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

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

Trong đó:

Ptr = (1 + KDC) × (1 + f ) × PNL × HR

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

f: Hệ số chi phí phụ, được tính bằng tỷ lệ của tổng các chi phí khởi động, chi phí nhiên liệu - vật liệu phụ và chi phí vận hành bảo dưỡng biến đổi cho phát điện so với chi phí nhiên liệu chính;

KDC: Hệ số điều chỉnh giá trần theo kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện. Đối với tổ máy nhiệt điện chạy nền KDC = 2%; tổ máy nhiệt điện chạy lưng KDC = 5%; tổ máy nhiệt điện chạy đỉnh KDC = 20%;

PNL: Giá nhiên liệu chính của tổ máy nhiệt điện (đồng/kCal hoặc đồng/BTU);

HR: Suất hao nhiệt tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh hoặc kCal/kWh);

b) Các thông số về hệ số chi phí phụ (f), giá nhiên liệu (PNL) và suất hao nhiệt (HR) của tổ máy nhiệt điện được xác định theo quy định tại Điểm a Khoản 3 Điều 17 Thông tư này.

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

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

Trong đó:

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

KDC: Hệ số điều chỉnh giá trần theo kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện. Đối với tổ máy nhiệt điện chạy nền KDC = 2%; tổ máy nhiệt điện chạy lưng KDC = 5%; tổ máy nhiệt điện chạy đỉnh KDC = 20%;

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

b) Giá biến đổi dùng để tính giá trần bản chào là giá biến đổi dự kiến cho năm N do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Giá sàn của các tổ máy nhiệt điện được quy định tại Khoản 3 Điều 10 Thông tư này.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giới hạn chào giá đã được phê duyệt của các tổ máy nhiệt điện theo lịch vận hành thị trường điện được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.

Điều 23 Xác định giá trần thị trường

Điều 23. Xác định giá trần thị trường

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

2. Giá trần thị trường cho năm N được xác định theo nguyên tắc:

a) Không thấp hơn chi phí biến đổi của các tổ máy nhiệt điện chạy nền và chạy lưng trực tiếp chào giá trên thị trường điện;

b) Không cao hơn 115% giá trần bản chào cao nhất trong các tổ máy nhiệt điện chạy nền hoặc chạy lưng trực tiếp chào giá trên thị trường điện.

Điều 24 Lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất

Điều 24. Lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất

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

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

b) Là nhà máy điện chạy nền, được phân loại theo tiêu chí tại Khoản 3 Điều 21 Thông tư này;

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

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

2. Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm lập danh sách các nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí tại Điểm a và Điểm c Khoản 1 Điều này và cung cấp các số liệu hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện này cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để xác định Nhà máy điện mới tốt nhất. Các số liệu bao gồm:

a) Giá biến đổi cho năm N;

b) Giá cố định cho năm N;

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

3. Trong trường hợp không có nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại các điểm a, b và c Khoản 1 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng danh sách các nhà máy mới đã lựa chọn cho năm N-1 và yêu cầu Đơn vị mua buôn duy nhất cập nhật, cung cấp lại các số liệu quy định tại Khoản 2 Điều này để tính toán, lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất cho năm N.

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

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

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

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

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

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

5. Danh sách các nhà máy điện mới tốt nhất được sắp xếp theo thứ tự 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.

Điều 25 Nguyên tắc xác định giá công suất thị trường

Điều 25. Nguyên tắc xác định giá công suất thị trường

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

2. Không áp dụng giá công suất thị trường cho các giờ thấp điểm đêm, trong đó giờ thấp điểm đêm là các giờ tính từ 00h00 đến 04h00 và từ 22h00 đến 24h00.

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

Điều 26 Trình tự xác định giá công suất thị trường

Điều 26. Trình tự xác định giá công suất thị trường

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

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

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

Trong đó:

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 (đồng/kWh);

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

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

Trong đó:

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 4 Điều 24 Thông tư này (đồng/kWh);

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

i: Chu kỳ giao dịch i trong năm N;

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

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

AS = TCBNE − RTTD

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);

RTTD: 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).

d) Trong trường hợp khi tính toán chi phí thiếu hụt năm có giá trị âm 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 Điều 24 Thông tư 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.

2. Xác định chi phí thiếu hụt tháng

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

Trong đó:

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).

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

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

Trong đó:

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

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

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

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

Trong đó:

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

i: Chu kỳ giao dịch i trong tháng t, trừ các giờ thấp điểm đêm;

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

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

MS: 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 được quy định tại Điều 19 Thông tư này (MW);

: Phụ tải cực tiểu hệ thống dự báo cho tháng t (MW).

Điều 27 Xác định tổng sản lượng hợp đồng năm

Điều 27. Xác định tổng sản lượng hợp đồng năm

Tổng sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện được xác định theo các bước sau:

1. Lập kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới theo phương pháp lập lịch có ràng buộc. Thông số đầu vào sử dụng trong lập kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới là giá toàn phần của các nhà máy nhiệt điện, các đặc tính thủy văn và thông số kỹ thuật của nhà máy điện.

2. Tính toán tổng sản lượng kế hoạch năm của nhà máy điện theo công thức sau:

AGO = EGO nếu a × GO ≤ EGO ≤ b × GO

AGO = a × GO nếu EGO < a × GO

AGO = b × GO nếu EGO > b × GO

Trong đó:

AGO: Tổng sản lượng kế hoạch năm N của nhà máy điện (kWh);

EGO: Sản lượng dự kiến năm N của nhà máy điện xác định từ kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới được quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);

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

a, b: Hệ số hiệu chỉnh sản lượng năm được xác định theo Quy định về phương pháp xây dựng giá phát điện; trình tự, thủ tục kiểm tra hợp đồng mua bán điện do Bộ Công Thương ban hành.

3. Tính toán tổng sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện theo công thức sau:

Qc = a × AGO

Trong đó:

Qc: Tổng sản lượng hợp đồng năm N (kWh);

AGO: Sản lượng kế hoạch năm N của nhà máy điện (kWh);

a: Tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng áp dụng cho năm N (%). Tỷ lệ sản lượng này được quy định tại Khoản 5 Điều 15 Thông tư này.

Điều 28 Xác định sản lượng hợp đồng tháng

Điều 28. Xác định sản lượng hợp đồng tháng

Sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy nhiệt điện và thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần được xác định trong quá trình lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới, bao gồm các bước sau:

1. Sử dụng mô hình mô phỏng thị trường được quy định tại Khoản 2 Điều 17 Thông tư này theo phương pháp lập lịch có ràng buộc để xác định sản lượng dự kiến từng tháng của nhà máy điện.

2. Xác định sản lượng hợp đồng tháng theo công thức sau:

Trong đó:

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

Qc: Tổng sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện (kWh);

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

Điều 29 Trách nhiệm xác định và ký kết sản lượng hợp đồng năm và tháng

Điều 29. Trách nhiệm xác định và ký kết sản lượng hợp đồng năm và tháng

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

a) Tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng của các đơn vị phát điện theo quy định tại Điều 27 và Điều 28 Thông tư này;

b) Gửi kết quả tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch để kiểm tra trước ngày 15 tháng 11 hàng năm.

2. Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm:

a) Cung cấp các số liệu cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng;

b) Kiểm tra và phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để xử lý các sai lệch trong kết quả tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng trước ngày 25 tháng 11 hàng năm;

c) Bổ sung phụ lục và các sửa đổi phụ lục hợp đồng về sản lượng hợp đồng năm, tháng vào hợp đồng mua bán điện dạng sai khác theo kết quả tính toán.

3. Các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm:

a) Cung cấp các số liệu cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị mua buôn duy nhất để tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng;

b) Kiểm tra và phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để xử lý các sai lệch trong kết quả tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng trước ngày 25 tháng 11 hàng năm;

c) Bổ sung phụ lục và các sửa đổi phụ lục hợp đồng về sản lượng hợp đồng năm, tháng vào hợp đồng mua bán điện dạng sai khác theo kết quả tính toán.

Điều 30 Xác định giá phát điện bình quân dự kiến cho năm N

Điều 30. Xác định giá phát điện bình quân dự kiến cho năm N

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán giá phát điện bình quân dự kiến cho năm N và mức độ thay đổi của giá phát điện bình quân dự kiến so với năm N-1.

2. Giá phát điện bình quân hàng năm được tính toán theo công thức sau:

Trong đó:

j: Nhà máy phát điện j của Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch;

J: Tổng số nhà máy điện của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch;

PPDTB: Giá phát điện bình quân toàn hệ thống trong năm N (đồng/kWh);

PTTTB: Giá thị trường toàn phần bình quân năm N quy định tại Khoản 4 Điều này (đồng/kWh);

QHT: Tổng sản lượng điện năng năm N của toàn hệ thống (kWh);

: Tổng sản lượng điện năng năm N của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch (kWh);

: Tổng sản lượng điện năng trong hợp đồng mua bán điện dạng sai khác năm N nhà máy điện j (kWh);

: Giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác năm N của nhà máy điện j (kWh);

CBOT: Tổng chi phí mua điện từ các nhà máy điện BOT năm N (đồng);

CSMHP: Tổng chi phí mua điện từ các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong năm N (đồng);

CDVPT: Tổng chi phí mua dịch vụ phụ trợ trong năm N (đồng).

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thu thập các thông tin về chi phí của các nhà máy điện BOT, các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu và các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam để tính toán giá phát điện bình quân hàng năm theo quy định tại Khoản 2 Điều này.

4. Giá thị trường toàn phần bình quân được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

i: Chu kỳ giao dịch i trong năm N;

I: Tổng chu kỳ giao dịch trong năm N;

PTTTB: Giá thị trường toàn phần bình quân năm N (đồng/kWh);

: Sản lượng dự kiến phát vào thị trường của tất cả các nhà máy điện tham gia thị trường trong chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường có ràng buộc (kWh);

SMPi: Giá điện năng thị trường dự kiến của chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường điện không ràng buộc (đồng/kWh);

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

Điều 31 Công bố kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới

Điều 31. Công bố kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới

1. Sau khi kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới được phê duyệt theo quy định tại Điều 17 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố trên trang thông tin điện tử thị trường điện các thông tin về các số liệu đầu vào và các kết quả lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới cho các thành viên thị trường điện.

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

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

- Giá điện năng thị trường dự kiến;

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

- Giá công suất thị trường hàng giờ;

- Mức trần của giá điện năng thị trường;

- Phân loại tổ máy nhiệt điện;

- Sản lượng hợp đồng năm và sản lượng hợp đồng phân bổ vào các tháng của các nhà máy điện.

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

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

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

- Tiến độ đưa các nhà máy điện mới vào vận hành;

- Các thông số kỹ thuật về lưới điện truyền tải;

- Biểu đồ xuất, nhập khẩu điện dự kiến;

- Lịch bảo dưỡng, sửa chữa năm của các nhà máy điện, lưới điện truyền tải và nguồn cấp khí lớn.

3. Các thông tin về kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới chỉ công bố cho đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch sở hữu nhà máy điện có liên quan trực tiếp đến các thông tin này, bao gồm:

a) Sản lượng phát điện dự kiến trong mô phỏng thị trường điện của nhà máy điện;

b) Giá trị nước của nhà máy thủy điện;

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

Mục 2. KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THÁNG TỚI

Điều 32 Dự báo phụ tải cho lập kế hoạch vận hành tháng tới

Điều 32. Dự báo phụ tải cho lập kế hoạch vận hành tháng tới

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm dự báo phụ tải để phục vụ lập kế hoạch vận hành tháng tới theo phương pháp quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành. Các số liệu dự báo phụ tải phục vụ lập kế hoạch vận hành tháng tới bao gồm:

1. Tổng nhu cầu phụ tải hệ thống điện quốc gia và phụ tải từng miền Bắc, Trung, Nam cho cả tháng và từng tuần trong tháng.

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

Điều 33 Tính toán giá trị nước

Điều 33. Tính toán giá trị nước

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

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

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

3. Giá trị nước của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần.

4. Mức nước tối ưu từng tuần trong tháng của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần.

Điều 34 Phân loại tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh tháng tới

Điều 34. Phân loại tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh tháng tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân loại các tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh trong tháng tới theo Quy trình phân loại tổ máy và tính giá trần bản chào hàng tháng của nhà máy nhiệt điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

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

3. Căn cứ hệ số tải trung bình tháng từ kết quả mô phỏng, các tổ máy được phân loại thành 03 (ba) nhóm sau:

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

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

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

Điều 35 Điều chỉnh giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện

Điều 35. Điều chỉnh giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và điều chỉnh giá trần bản chào các tổ máy nhiệt điện trong tháng tới theo phương pháp quy định tại Điều 22 Thông tư này và căn cứ theo:

a) Giá nhiên liệu của các nhà máy nhiệt điện trong tháng tới trong trường hợp giá trần bản chào được xác định theo Khoản 1 Điều 22 Thông tư này.

Giá nhiên liệu tháng tới là giá nhiên liệu được cơ quan có thẩm quyền công bố và áp dụng cho tháng tới. Trong trường hợp không có số liệu về giá nhiên liệu được cơ quan có thẩm quyền công bố, giá nhiên liệu tháng tới là giá nhiên liệu theo hồ sơ thanh toán của tháng gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch tháng tới. Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm cập nhật các thông tin về giá nhiên liệu của các nhà máy nhiệt điện trong tháng tới và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đồng thời thông báo cho các Đơn vị phát điện;

b) Giá biến đổi của các nhà máy nhiệt điện trong trường hợp giá trần bản chào được xác định theo Khoản 2 Điều 22 Thông tư này.

Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm cập nhật các thay đổi về giá biến đổi của các nhà máy nhiệt điện và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

c) Kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện cho tháng tới theo quy định tại Điều 34 Thông tư này.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng tới theo lịch vận hành thị trường điện được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.

Điều 36 Điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng

Điều 36. Điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng

1. Sản lượng hợp đồng tháng được phép điều chỉnh trong trường hợp lịch bảo dưỡng sửa chữa của nhà máy tháng M bị thay đổi so với kế hoạch vận hành năm theo yêu cầu Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện, không phải do các nguyên nhân của nhà máy. Việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng trong trường hợp này theo nguyên tắc sau: Dịch chuyển giữa các tháng phần sản lượng Qc tương ứng với thời gian sửa chữa, đảm bảo tổng Qc các tháng trong năm có điều chỉnh là không đổi.

Trường hợp nhà máy bị thay đổi lịch bảo dưỡng sửa chữa vào tháng cuối năm thì không dịch chuyển sản lượng Qc tương ứng với thời gian sửa chữa của tháng này vào năm tiếp theo.

2. Trường hợp tình hình thủy văn thực tế của nhà máy thủy điện quá khác biệt so với dự báo thủy văn áp dụng trong tính toán lập kế hoạch vận hành năm, các nhà máy thủy điện có trách nhiệm phối hợp xác nhận với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị mua buôn duy nhất và báo cáo Cục Điều tiết điện lực để xem xét điều chỉnh cho tháng tiếp theo.

Điều 37 Xác định sản lượng hợp đồng giờ

Điều 37. Xác định sản lượng hợp đồng giờ

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định sản lượng hợp đồng giờ trong tháng tới cho nhà máy điện theo các bước sau:

1. Sử dụng mô hình mô phỏng thị trường theo quy định tại Khoản 2 Điều 17 Thông tư này để xác định sản lượng dự kiến từng giờ trong tháng của nhà máy điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc.

2. Xác định sản lượng hợp đồng giờ theo công thức sau:

Trong đó:

i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong tháng;

I: Tổng số chu kỳ trong tháng;

: Sản lượng hợp đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: Sản lượng dự kiến phát của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh);

: Sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện được xác định theo Điều 28 Thông tư này (kWh).

3. Trường hợp sản lượng hợp đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn sản lượng phát lớn nhất của nhà máy điện thì sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó được điều chỉnh bằng sản lượng phát lớn nhất của nhà máy điện.

4. Trường hợp sản lượng hợp đồng của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn 0 MW và nhỏ hơn công suất phát ổn định thấp nhất (Pmin) của nhà máy điện thì sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó được điều chỉnh bằng công suất phát ổn định thấp nhất của nhà máy điện. Công suất phát ổn định thấp nhất (Pmin) của nhà máy điện được xác định bằng công suất phát ổn định thấp nhất của 01 (một) tổ máy của nhà máy điện được lập lịch huy động trong mô hình mô phỏng thị trường điện của chu kỳ đó.

Trường hợp sản lượng hợp đồng của các nhà máy thủy điện nhỏ hơn công suất phát ổn định thấp nhất thì có thể điều chỉnh bằng 0 MW hoặc bằng công suất phát ổn định thấp nhất.

5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân bổ tổng sản lượng chênh lệch do việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ theo quy định tại Khoản 3 và 4 Điều này vào các giờ khác trong tháng trên nguyên tắc đảm bảo sản lượng hợp đồng tháng là không đổi và tuân thủ theo quy định tại Quy trình lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần tới do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

6. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi kết quả tính toán sản lượng hợp đồng giờ trong tháng cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch theo lịch vận hành thị trường điện quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.

7. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận sản lượng hợp đồng tháng được điều chỉnh theo Điều 36 Thông tư này và sản lượng hợp đồng giờ theo kết quả tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

Mục 3. KẾ HOẠCH VẬN HÀNH TUẦN TỚI

Điều 38 Giá trị nước tuần tới

Điều 38. Giá trị nước tuần tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật số liệu phụ tải dự báo, thủy văn và các số liệu có liên quan để tính toán giá trị nước tuần tới.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật thông tin, tính toán lại giá trị nước cho tuần tới và công bố các kết quả sau:

a) Giá trị nước và sản lượng dự kiến hàng giờ của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;

b) Giá trị nước của các nhóm nhà máy thủy điện bậc thang, các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần;

c) Sản lượng dự kiến hàng giờ của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày;

d) Mức nước giới hạn tuần của các hồ chứa thủy điện có khả năng điều tiết trên 01 tuần theo quy định tại 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 Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 39 Xác định sản lượng hợp đồng của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần

Điều 39. Xác định sản lượng hợp đồng của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố sản lượng hợp đồng tuần và phân bổ sản lượng hợp đồng tuần cho từng chu kỳ giao dịch trong tuần của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần theo quy định tại Quy trình lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần tới do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi sản lượng hợp đồng tuần của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện có trách nhiệm ký xác nhận sản lượng hợp đồng hàng tuần của nhà máy làm cơ sở để thanh toán tiền điện.

Điều 40 Giới hạn giá chào của nhà máy thủy điện

Điều 40. Giới hạn giá chào của nhà máy thủy điện

1. Giới hạn giá chào của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần được xác định căn cứ theo giá trị nước tuần tới của nhà máy đó được công bố theo quy định tại Khoản 2 Điều 38 Thông tư này, cụ thể như sau:

a) Giá sàn bản chào bằng 0 đồng/kWh;

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

- Giá trị nước của nhà máy đó;

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

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

2. Giới hạn giá chào của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần được xác định như sau:

a) Giá sàn bản chào bằng 0 đồng/kWh;

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

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

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

c) Hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá trị nước cao nhất của các nhà máy thủy điện tham gia thị trường tuần tới cho các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần.

3. Trường hợp hồ chứa của nhà máy thủy điện vi phạm mức nước giới hạn tuần thì giá trần bản chào của nhà máy thủy điện này áp dụng cho tuần tiếp theo bằng chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện chạy dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện. Khi đã đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần, nhà máy tiếp tục áp dụng mức giá trần theo quy định tại Khoản 1 hoặc Khoản 2 điều này kể từ ngày thứ Ba. Hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện.

4. Trường hợp nhà máy thủy điện đặt tại 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 Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành thì giá trần bản chào của các nhà máy thủy điện trong miền này của tuần đánh giá bằng chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện. Khi dự phòng điện năng của miền bằng hoặc cao hơn 5% các nhà máy trong miền này tiếp tục áp dụng mức giá trần theo quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này.

5. Các nhà máy thủy điện tham gia thị trường điện có trách nhiệm chào giá đáp ứng các yêu cầu sau:

a) Tuân thủ các quy định về giá trần bản chào và giá sàn bản chào tại các Khoản 1, Khoản 2, Khoản 3 và Khoản 4 Điều này;

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

Chương V

VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Mục 1. VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN NGÀY TỚI

Điều 41 Thông tin cho vận hành thị trường điện ngày tới

Điều 41. Thông tin cho vận hành thị trường điện ngày tới

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

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

2. Sản lượng dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu, nhà máy điện BOT, các nhà máy điện không trực tiếp chào giá trên thị trường điện.

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

4. Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.

5. Các kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

6. Sản lượng dự kiến của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.

7. Sản lượng dự kiến của các nhà máy thủy điện vi phạm mức nước giới hạn tuần do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán lập lịch huy động trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.

Điều 42 Bản chào giá

Điều 42. Bản chào giá

1. Bản chào giá được quy định tại Phụ lục 3 Thông tư này và phải tuân thủ các nguyên tắc sau:

a) Có tối đa 05 (năm) cặp giá chào (đồng/kWh) và công suất (MW) cho tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D;

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

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

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

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

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

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

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

đ) Công suất công bố của tổ máy trong bản chào ngày D không thấp hơn mức công suất công bố trong ngày D-2 theo Quy 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 Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành trừ trường hợp dừng máy sửa chữa đột xuất (việc dừng máy sửa chữa đột xuất này phải được phê duyệt) hoặc sự cố kỹ thuật bất khả kháng. Nhà máy có trách nhiệm cập nhập công suất công bố khi giảm công suất khả dụng;

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

g) Các nhà máy thủy điện có thể chào các dải công suất đầu tiên trong từng giờ bằng 0 (không) MW. Đối với những nhà máy thủy điện có khả năng điều tiết trên 02 ngày thì dải công suất chào cuối cùng phải bằng công suất công bố;

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

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

2. Sửa đổi bản chào giá

a) Đơn vị chào giá được phép sửa đổi và nộp lại bản chào giá ngày tới hoặc 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 có thay đổi bản chào giá;

b) Bản chào giá sửa đổi không được thay đổi giá chào so với bản chào ngày tới của đơn vị chào giá đó;

c) Bản chào giá sửa đổi không được thay đổi công suất ở các mức công suất nhỏ hơn hoặc bằng công suất công bố cho giờ tới trừ trường hợp vi phạm yêu cầu kỹ thuật của bản chào;

d) Bản chào giá sửa đổi tăng công suất chỉ được sử dụng làm bản chào lập lịch giờ tới trong trường hợp có cảnh báo thiếu công suất;

đ) 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 và sử dụng làm bản chào giá lập lịch để lập lịch huy động giờ tới và tính giá thị trường điện.

Điều 43 Chào giá nhóm nhà máy thủy điện bậc thang

Điều 43. Chào giá nhóm nhà máy thủy điện bậc thang

1. Nhóm nhà máy thủy điện bậc thang có trách nhiệm chào giá theo một bản chào giá chung cả nhóm và tuân thủ giới hạn giá chào quy định tại Điều 40 Thông tư này.

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

3. Trong trường hợp không đăng ký đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố biểu đồ huy động cho các nhà máy thuộc nhóm này căn cứ theo kết quả tính toán giá trị nước của nhóm.

4. 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.

5. Trong trường hợp nhà máy thủy điện thuộc nhóm nhà máy thủy điện bậc thang đề xuất tự chào giá, căn cứ theo đề xuất của nhà máy thủy điện thuộc nhóm nhà máy thủy 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 thủy điện này.

6. Giá trị nước của nhóm nhà máy thủy điện bậc thang là giá trị nước của hồ thủy điện lớn nhất trong bậc thang đó. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định hồ thủy điện dùng để tính toán giá trị nước cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang cùng với việc phân loại các nhà máy thủy điện quy định tại Điều 18 Thông tư này.

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

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng phát hàng giờ trong tuần tới của từng nhà máy điện trong nhóm nhà máy thủy điện bậc thang theo quy định tại Khoản 2 Điều 38 Thông tư này;

b) Khi sản lượng công bố của nhà máy thủy điện đa mục tiêu trong nhóm bị điều chỉnh theo quy định tại Điều 54 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh sản lượng công bố của các nhà máy điện ở bậc thang dưới cho phù hợp.

Điều 44 Chào giá nhà máy thủy điện khác

Điều 44. Chào giá nhà máy thủy điện khác

1. Các nhà máy thủy điện khác có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên chào giá trên thị trường và tuân thủ giới hạn giá chào quy định tại Điều 40 Thông tư này.

2. Các nhà máy thủy điện khác có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày có trách nhiệm nộp bản chào giá của ngày D cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Bản chào của các nhà máy này được quy định như sau:

a) Giá chào bằng 0 đồng/kWh cho tất cả các dải chào;

b) Công suất chào bằng công suất dự kiến phát của tổ máy trong chu kỳ giao dịch.

Điều 45 Nộp bản chào giá

Điều 45. Nộp bản chào giá

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

2. Các đơn vị chào giá nộp bản chào giá qua hệ thống thông tin thị trường. 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:

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

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

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

Điều 46 Kiểm tra tính hợp lệ của bản chào giá

Điều 46. Kiểm tra tính hợp lệ của bản chào giá

1. Trước 11h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của bản chào giá đã nhận được từ các đơn vị chào giá theo quy định tại Điều 42 Thông tư này. Trường hợp đơn vị chào giá gửi nhiều bản chào giá thì chỉ xem xét bản chào giá nhận được cuối cùng.

2. Trong trường hợp bản chào giá không hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho đơn vị 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.

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

Điều 47 Bản chào giá lập lịch

Điều 47. Bản chào giá lập lịch

1. Sau thời điểm chấm dứt chào giá, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của các bản chào giá nhận được cuối cùng theo quy định tại Điều 42 Thông tư này. Bản chào giá cuối cùng hợp lệ được sử dụng làm bản chào giá lập lịch cho việc lập lịch huy động ngày tới.

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

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

a) 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 25 hàng tháng;

b) Đối với các nhà máy thủy điện và nhóm nhà máy thủy 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 40 Thông tư này.

Điều 48 Số liệu sử dụng cho lập lịch huy động ngày tới

Điều 48. Số liệu sử dụng cho lập lịch huy động ngày tới

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

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

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

3. Sản lượng dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới của các nhà máy điện quy định tại Khoản 2 Điều 41, Khoản 7 Điều 43và Điểm b Khoản 2 Điều 44 Thông tư này.

4. Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu quy định tại Điều 62 và Điều 63 Thông tư này.

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

6. Yêu cầu về công suất dự phòng quay và điều tần.

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

8. Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện.

9. Biểu đồ huy động của các nhà máy điện bị đình chỉ quyền tham gia thị trường điện quy định tại Khoản 3 Điều 8 Thông tư này.

10. Các kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

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

Điều 49 Lập lịch huy động ngày tới

Điều 49. Lập lịch huy động ngày tới

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

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

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

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

2. Lịch huy động ràng buộc, bao gồm:

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

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

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

d) Các thông tin cảnh báo (nếu có).

3. 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 trong trường hợp thừa công suất theo nguyên tắc sau:

a) Giảm công suất các tổ máy có giá hợp đồng mua bán điện (Pc) theo thứ tự từ cao đến thấp;

b) Ngừng các tổ máy có giá hợp đồng mua bán điện (Pc) theo thứ tự từ cao đến thấp;

c) Ngừng các tổ máy có chi phí khởi động từ thấp đến cao;

d) Khi khởi động lại theo thứ tự các tổ máy có giá hợp đồng mua bán điện (Pc) 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.