| BỘ CÔNG THƯƠNG | CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM |
| Số: 55/QĐ-ĐTĐL | Hà Nội, ngày 20 tháng 5 năm 2011 |
CỤC TRƯỞNG CỤC ĐIỀU TIẾT ĐIỆN LỰC
Căn cứ Quyết định số 153/2008/QĐ-TTg ngày 28 tháng 11 năm 2008 của Thủ tướng Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Cục Điều tiết điện lực thuộc Bộ Công Thương;
Căn cứ Nghị định số 189/2007/NĐ-CP ngày 27 tháng 12 năm 2007 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;
Căn cứ Thông tư số 18/2010/TT-BCT ngày 10 tháng 5 năm 2010 của Bộ Công Thương Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh; Theo đề nghị của Trưởng phòng Thị trường điện lực,
QUYẾT ĐỊNH:
Điều 1. Ban hành kèm theo Quyết định này Quy trình lập lịch huy động tổ mày, vận hành thời gian thực và tính toán thanh toán sau vận hành hướng dẫn thực hiện Thông tư số 18/2010/TT-BCT 10 tháng 5 năm 2010 của Bộ Công Thương Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh.
Điều 2. Quyết định này có hiệu lực thi hành kể từ ngày ký.
Điều 3. Chánh Văn phòng Cục, các Trưởng phòng thuộc Cục Điều tiết điện lực, Tổng giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Giám đốc đơn vị điện lực và đơn vị có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Quyết định này./.
|
Nơi nhận: | CỤC TRƯỞNG |
LẬP LỊCH HUY ĐỘNG TỔ MÁY, VẬN HÀNH THỜI GIAN THỰC VÀ TÍNH TOÁN THANH TOÁN SAU VẬN HÀNH
(Ban hành kèm theo Quyết định số 55 /QĐ-ĐTĐL ngày 20 tháng 5 năm 2011 của Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực)
Quy trình này quy định về trình tự, phương pháp và trách nhiệm của các đơn vị trong việc lập lịch huy động tổ máy ngày tới, giờ tới, vận hành thời gian thực và tính toán, lập bảng kê thanh toán sau vận hành.
Quy trình này áp dụng đối với các đơn vị tham gia thị trường phát điện cạnh tranh sau đây:
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Đơn vị mua buôn duy nhất.
3. Đơn vị phát điện.
4. Đơn vị truyền tải điện.
5. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm.
Trong Quy trình 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 Phụ lục 6 của Quy trình này.
2. Bản chào giá cuối cùng ngày tới là bản chào giá cuối cùng Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện nhận được trước thời điểm chấm dứt chào giá ngày D. Bản chào giá cuối cùng giờ tới là bản chào giá áp dụng cho giờ tới cuối cùng mà Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện nhận được 60 phút trước giờ vận hành.
3. Bản chào giá lập lịch là bản chào giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chấp nhận để lập lịch huy động ngày tới, giờ tới.
4. Bảng kê thanh toán là bảng tính toán các khoản thanh toán cho đơn vị phát điện trên 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.
5. 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 bất thường.
6. Chào giá theo nhóm là cơ chế chào giá khi một đơn vị đại diện thực hiện việc chào giá cho cả nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang.
7. Chu kỳ giao dịch là chu kỳ tính toán giá điện năng trên thị trường điện trong khoảng thời gian một (01) giờ tính từ phút đầu tiên của mỗi giờ.
8. Chu kỳ thanh toán là chu kỳ lập chứng từ, hoá đơn cho các khoản giao dịch trên thị trường điện trong khoảng thời gian một (01) tháng, tính từ ngày mùng một hàng tháng.
9. 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 thời gian biểu thị trường.
10. Công suất điều độ là mức công suất của tổ máy phát điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện huy động thực tế trong chu kỳ giao dịch.
11. Công suất huy động 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.
12. Công suất huy động ngày tới là mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho các chu kỳ giao dịch trong lịch huy động ngày tới có xét đến hạn chế khả năng truyền tải của lưới điện truyền tải.
13. 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.
14. 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.
15. 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.
16. Điện năng phát tăng thêm là lượng điện năng phát của tổ máy phát điện được huy động tương ứng với công suất phát tăng thêm.
17. Đơn vị chào giá là đơn vị trực tiếp nộp bản chào giá trong thị trường điện, bao gồm đơn vị phát điện hoặc nhà máy điện được đăng ký chào giá trực tiếp, Đơn vị mua buôn duy nhất khi chào giá thay cho các nhà máy BOT và đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.
18. 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.
19. 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.
20. 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, bao gồm nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu và nhà máy điện có hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ.
21. 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.
22. 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.
23. 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.
24. 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.
25. 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 đơn vị phát điện trong thị trường điện.
26. 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.
27. 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.
28. 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.
29. 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.
30. Giá trần thị trường điện là mức giá điện năng thị trường cao nhất được xác định cho từng năm.
31. 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.
32. Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ là hợp đồng cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dự phòng nguội và vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện được ký kết giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
33. Hợp đồng mua bán điện là văn bản thỏa thuận mua bán điện giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và đơn vị phát điện hoặc xuất khẩu, nhập khẩu điện.
34. Hợp đồng mua bán điện dạng sai khác là hợp đồng mua bán điện ký kết giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và đơn vị phát điện giao dịch trực tiếp 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 ưu chi phí phát điện có xét đến các ràng buộc kỹ thuật trong hệ thống điện bao gồm giới hạn công suất truyền tải, dịch vụ phụ trợ và các ràng buộc khác.
36. Lập lịch không ràng buộc là việc sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương pháp tối ưu chi phí phát điện không xét đến các giới hạn truyền tải và tổn thất truyền tải 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 tiếp theo.
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.
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. Ngày D là ngày giao dịch hiện tại.
42. Ngày D+/-i là ngày sau hoặc trước ngày giao dịch hiện tại i ngày.
43. Ngày giao dịch là ngày diễn ra các hoạt động giao dịch thị trường điện, tính từ 0h00 đến 24h00 hàng ngày.
44. 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 nước ngoài và cơ quan nhà nước có thẩm quyền.
45. Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu là nhà máy thuỷ 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.
46. Nhóm nhà máy thủy điện bậc thang là tập hợp các nhà máy thủy điện, trong đó lượng nước xả từ hồ chứa của nhà máy thuỷ điện bậc thang trên chiếm toàn bộ hoặc phần lớn lượng nước về hồ chứa nhà máy thuỷ điện bậc thang dưới và giữa hai nhà máy điện này không có hồ chứa điều tiết nước lớn hơn một tuần.
47. 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.
48. Phụ tải hệ thống là tổng nhu cầu điện năng của toàn hệ thống điện được tính tại đầu cực các tổ máy phát điện trong một chu kỳ giao dịch.
49. Sản lượng đo đếm là lượng điện năng đo đếm được của nhà máy điện tại vị trí đo đếm.
50. Sản lượng hợp đồng giờ là sản lượng điện năng được phân bổ từ sản lượng hợp đồng tháng cho từng chu kỳ giao dịch và được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác.
51. Sản lượng hợp đồng tháng là sản lượng điện năng được phân bổ từ sản lượng hợp đồng năm cho từng tháng.
52. Sản lượng kế hoạch tháng là sản lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động các tháng trong năm.
53. Thanh toán phát ràng buộc là khoản thanh toán mà Đơn vị phát điện được nhận cho lượng điện năng phát tăng thêm.
54. Thành viên tham gia thị trường điện là đơn vị tham gia vào các hoạt động giao dịch hoặc cung cấp dịch vụ trên thị trường điện quy định tại Điều 2 Quy trình này.
55. Thị trường điện là thị trường phát điện cạnh tranh được hình thành và phát triển theo quy định tại Điều 18 Luật Điện lực.
56. 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.
57. Thông tin thị trường là toàn bộ dữ liệu và thông tin liên quan đến các hoạt động của thị trường điện.
58. Thông tư số 12/2010/TT-BCT là Thông tư số 12/2010-TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Quy định hệ thống truyền tải điện.
59. Thời điểm chấm dứt chào giá là thời điểm mà sau đó đơn vị phát điện không được phép thay đổi bản chào giá ngày tới, trừ các trường hợp đặc biệt được quy định tại Quy trình này. Trong thị trường điện, thời điểm chấm dứt chào giá là 10h00 của ngày D-1.
60. Thứ tự huy động là kết quả sắp xếp các dải công suất trong bản chào theo nguyên tắc Lập lịch không ràng buộc.
61. Thừa công suất là tình huống khi tổng lượng công suất được chào ở mức giá sàn và công suất công bố của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu, điện nhập khẩu, các nhà máy thuỷ điện điều tiết dưới một tuần, các nhà máy điện gió, nhà máy điện địa nhiệt và các nhà máy điện có công suất từ 30MW trở xuống do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường công bố trong chu kỳ giao dịch lớn hơn phụ tải hệ thống dự báo.
62. Tổ máy khởi động chậm là tổ máy phát điện không có khả năng khởi động và hoà lưới trong thời gian nhỏ hơn 30 phút do Cục Điều tiết điện lực phê duyệt danh sách hàng năm.
Điều 4. Công bố và cung cấp thông tin
1. Các đơn vị có trách nhiệm công bố và cung cấp thông tin theo Quy trình Vận hành hệ thống thông tin và công bố thông tin do Cục Điều tiết Điện lực ban hành, theo thứ tự ưu tiên sau đây:
a) Qua trang thông tin điện tử phục vụ thị trường điện;
b) Thư điện tử từ địa chỉ hòm thư do các đơn vị đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
c) Fax theo số fax do các đơn vị đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
d) Giao dịch trực tiếp qua đường điện thoại có ghi âm hoặc nộp trực tiếp tại trụ sở Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Các đơn vị chỉ thực hiện công bố và cung cấp thông tin theo phương tiện quy định tại các điểm b, c, d khoản 1 Điều này khi thông báo và được sự đồng ý của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Các đơn vị phải chịu trách nhiệm về tính chính xác của số liệu do đơn vị công bố và cung cấp. Đơn vị công bố và cung cấp số liệu không chính xác bị xử phạt theo quy định tại Nghị định số 68/2010/NĐ-CP ngày 15 tháng 6 năm 2010 của Chính phủ quy định xử phạt vi phạm pháp luật trong lĩnh vực điện lực.
1. Bản chào giá có tối đa 5 cặp giá chào (đồng/kWh) và công suất (MW) cho tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch ngày D. Giá chào và công suất không được giảm.
2. Công suất trong bản chào giá là công suất tại đầu cực máy phát điện. Dải công suất chào đầu tiên trong bản chào giá phải bằng công suất tối thiểu quy định trong hợp đồng mua bán điện. Dải công suất chào cuối cùng phải bằng công suất công bố. Bước chào tối thiểu (nếu khác nhau) là 3 MW.
3. Giá chào trong khoảng từ giá sàn đến giá trần của tổ máy và không giảm theo chiều tăng của công suất chào.
1. Mức giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện được xác định hàng năm, điều chỉnh hàng tháng do Đơn vị vận hành Hệ thống điện và Thị trường điện công bố. Giá sàn của tổ máy nhiệt điện là 1 đồng/kWh.
2. Mức giá trần bản chào của tổ máy thuỷ điện bằng 110% giá trị nước hàng tuần do Đơn vị vận hành Hệ thống điện và Thị trường điện công bố. Giá sàn của tổ máy thuỷ điện bằng 80% giá trị nước. Trường hợp giá trị nước nhỏ hơn hoặc bằng 0 đồng/kWh, giá trần và giá sàn của nhà máy thủy điện bằng 0 đồng/kWh.
1. Đơn vị chào giá được phép sửa đổi và nộp lại bản chào trong các trường hợp sau:
a) Đơn vị chào giá chỉ được sửa đổi tăng công suất công bố 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 khi lịch công bố ngày tới, giờ tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có cảnh báo thiếu công suất.
b) Đơn vị chào giá chỉ được giảm công suất chào trong bản chào giá sửa đổi so với công suất trong bản chào ngày tới của đơn vị chào giá khi:
- Sự cố tổ máy 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 theo quy định tại Điều 76 Thông tư số 12/2010/TT- BCT hoặc sửa chữa tổ máy do sự cố.
2. Bản chào giá sửa đổi không được thay đổi giá chào.
3. Bản chào giá sửa đổi phải được nộp chậm nhất 60 phút trước giờ vận hành có thay đổi bản chào giá.
1. Sau thời điểm chấm dứt chào giá, 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 không có bất thường, bản chào giá lập lịch cho việc huy động ngày tới được sử dụng làm bản chào giá lập lịch cho việc huy động giờ tới. Trong các trường hợp được quy định tại khoản 1 Điều 7 Quy trình này, Đơn vị chào giá được phép nộp bản chào sửa đổi, bản chào sửa đổi cuối cùng hợp lệ do Đơn vị chào giá nộp chậm nhất 60 phút trước giờ vận hành được sử dụng làm bản chào giá lập lịch cho việc lập lịch huy động giờ tới.
3. Trong trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không nhận được bản chào giá hoặc bản chào giá cuối cùng của đơn vị chào giá không hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được sử dụng bản chào giá mặc định của Đơn vị phát điện đó làm bản chào giá lập lịch.
4. Khi xảy ra bất thường đối với tổ máy và không đủ thời gian để Đơn vị chào giá nộp bản chào sửa đổi, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật tình hình thực tế và sử dụng bản chào mặc định tương ứng với trạng thái và cấu hình vận hành tổ máy làm bản chào lập lịch giờ tới.
Bản chào giá mặc định được xác định như sau:
1. Đối với các tổ 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 trong bộ bản chào giá mặc định của tổ máy. Bộ bản chào mặc định áp dụng cho tháng tới của tổ máy nhiệt điện được Đơn vị chào giá xây dựng tương ứng với các trạng thái của tổ máy, tuân thủ giới hạn về bản chào và gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 27 hàng tháng;
2. 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 trị nước tuần đã được công bố. Bản chào mặc định áp dụng cho tuần tới của tổ máy thuỷ điện được Đơn vị chào giá gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước 15h ngày thứ 6 hàng tuần.
1. Các nhà máy thuỷ điện trong thị trường điện được phân loại như sau:
a) Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;
b) Nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang;
c) Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới một (01) tuần;
d) Nhà máy thuỷ điện còn lại.
2. Nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu không trực tiếp tham gia chào giá. Danh sách các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
3. Các nhà máy thủy điện trong cùng một bậc thang phải được chào giá theo một bản chào giá chung cả nhóm và tuân thủ giới hạn giá chào. 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. Giá trị nước của nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang là giá trị nước của hồ thuỷ điện có dung tích hữu ích lớn nhất trong bậc thang đó. Hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật danh sách nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang.
4. Trong trường hợp nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang có nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố và điều chỉnh sản lượng phát hàng giờ trong tuần tới của từng nhà máy điện trong nhóm nhà máy thủy điện bậc thang phù hợp với đặc tính thủy văn.
5. Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới một (01) tuần căn cứ theo công bố tuần của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, cập nhật tình hình thuỷ văn thực tế, công bố sản lượng phát hàng giờ của ngày D cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để lập lịch huy động. Hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm quy định và công bố danh sách các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 1 tuần.
6. Các nhà máy thuỷ điện còn lại chào giá theo giá trị nước và tuân thủ giới hạn giá chào.
Điều 11. Giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường
1. Giá điện năng thị trường được tính toán sau thời điểm vận hành và để thanh toán điện năng trên thị trường cho mỗi chu kỳ giao dịch.
2. Giá công suất thị trường được tính toán trong quá trình lập lịch vận hành năm tới theo Quy trình lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới, tháng tới và tuần tới và Quy trình lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất và tính toán giá công suất thị trường.
Điều 12. Xuất nhập khẩu điện trong lập lịch huy động
1. Sản lượng điện năng xuất khẩu được tính như phụ tải tại điểm xuất khẩu và được dùng để tính toán dự báo phụ tải hệ thống phục vụ lập lịch huy động ngày tới và giờ tới.
2. Sản lượng điện năng nhập khẩu được tính như nguồn phát đặt tại điểm nhập khẩu với giá chào bằng 0 đồng/kWh trong lập lịch huy động ngày tới và giờ tới.
Điều 13. Các nhà máy điện không phải tham gia thị trường điện
1. Các nhà máy điện không bắt buộc phải tham gia thị trường điện bao gồm:
a) Nhà máy điện BOT;
b) Nhà máy điện gió, nhà máy điện địa nhiệt và nhà máy điện có công suất từ 30MW trở xuống;
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. Danh sách các nhà máy điện này do Cục Điều tiết điện lực phê duyệt.
2. Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm chào giá thay cho các nhà máy điện BOT.
3. Sản lượng điện năng của nhà máy điện gió, nhà máy địa nhiệt và nhà máy điện có công suất từ 30MW trở xuống đấu nối vào hệ thống điện quốc gia được tính như nguồn phát với giá chào bằng 0 đồng/kWh trong lập lịch huy động ngày tới và giờ tới. Sản lượng phát từng giờ ngày D của các đơn vị này do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trước 9h ngày D-1
4. Nhà máy thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố theo lịch huy động ngày tới và giờ tới. Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm tính toán và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thành phần chi phí điện năng của giá mua điện và các ràng buộc theo Hợp đồng mua bán điện với các Đơn vị phát điện này cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 14. Nguyên tắc thanh toán trong thị trường điện
1. Đơn vị phát điện được thanh toán theo hợp đồng và thanh toán theo thị trường điện.
2. Đơn vị phát điện được thanh toán theo các loại hợp đồng sau:
a) Hợp đồng mua bán điện dạng sai khác đối với đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch;
b) Hợp đồng mua bán điện đối với nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;
c) Hợp đồng dịch vụ phụ trợ đối với đơn vị phát điện cung cấp dịch vụ phụ trợ.
3. 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 được huy động.
Mục 1 PHẦN MỀM LẬP LỊCH HUY ĐỘNG
Điều 15. Phần mềm lập lịch huy động
1. 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.
2. 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 từng giờ, được mô tả chi tiết tại Phụ lục 3 Quy trình này.
3. Phần mềm lập lịch huy động mô phỏng hệ thống điện với các ràng buộc trong vận hành nhà máy điện và hệ thống điện, được mô tả chi tiết tại Phụ lục 4 Quy trình này.
Điều 16. Số liệu đầu vào của phần mềm lập lịch huy động
1. Số liệu đầu vào của phần mềm lập lịch huy động bao gồm:
a) Phụ tải hệ thống điện miền;
b) Giới hạn trên hệ thống đường dây liên kết miền;
c) Trạng thái của các tổ máy phát điện;
d) Bản chào của các tổ máy phát điện;
đ) Các ràng buộc trong vận hành nhà máy điện và hệ thống điện.
2. Các trường số liệu đầu vào mô phỏng trong phần mềm lập lịch được mô tả chi tiết trong Phụ lục 5 Quy trình này.
Điều 17. Lập lịch có ràng buộc và không ràng buộc
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng phần mềm lập lịch huy động, lập lịch có ràng buộc để tính toán biểu đồ huy động, lịch ngừng, khởi động các tổ máy.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng phần mềm lập lịch huy động, lập lịch không ràng buộc để tính toán giá điện năng thị trường, công suất thanh toán và thứ tự huy động tổ máy.
Mục 2 LẬP LỊCH HUY ĐỘNG NGÀY TỚI
Điều 18. Cung cấp thông tin phục vụ chào giá và lập lịch huy động ngày tới
1. Trước 16h00 ngày D-2, Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm công bố cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sản lượng điện năng xuất, nhập khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
2. Trước 9h00 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:
a) Biểu đồ dự báo phụ tải ngày D của toàn hệ thống và từng miền Bắc, Trung, Nam. Biểu đồ phụ tải dự kiến cho ngày tới được xác định và tính toán theo Thông tư số 12/2010/TT-BCT do Bộ Công Thương ban hành;
b) Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D. Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp theo quy định tại khoản 1 Điều này;
c) Lịch thử nghiệm của các tổ máy phát điện (nếu có) theo quy định tại Quy trình thử nghiệm và giám sát thử nghiệm do Cục Điều tiết điện lực ban hành;
d) Biểu đồ huy động giờ của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu và nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang có nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu cho ngày D đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố theo kết quả kế hoạch vận hành tuần;
đ) Các kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy trình đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành;
e) Các yêu cầu về dịch vụ phụ trợ được xác định theo quy định tại Quy trình xác định và vận hành dịch vụ phụ trợ do Cục Điều tiết điện lực ban hành;
g) Sản lượng từng giờ của các nhà máy có công suất từ 30MW trở xuống đấu nối vào hệ thống điện quốc gia.
3. Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm nộp bản chào giá ngày D cho các nhà máy BOT.
4. Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị phát điện trực tiếp có trách nhiệm nộp bản chào giá ngày D.
5. Trước 10h00 ngày D-1, nhà máy thuỷ điện điều tiết dưới 1 tuần, nhà máy điện gió, nhà máy địa nhiệt có trách nhiệm công bố sản lượng phát từng giờ ngày D.
6. Trước 10h00 ngày D-1, nhà máy 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 có trách nhiệm công bố công suất khả dụng từng giờ và sản lượng phụ tải khu công nghiệp từng giờ ngày D.
Điều 19. Điều chỉnh giới hạn công suất chạy khí của nhà máy điện bị giới hạn sản lượng do khí
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh giới hạn công suất chạy khí nhà máy điện hoặc cụm nhà máy điện bị giới hạn sản lượng do khí (nếu có).
2. Điều chỉnh giới hạn công suất các tổ máy thuộc nhà máy điện hoặc cụm nhà máy điện bị giới hạn sản lượng do khí thực hiện như sau:
a) Trước 10h00 ngày D, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cập nhật khả năng cấp khí cho ngày D. Khả năng cấp khí cho từng giờ ngày D được tính trung bình từ khả năng cấp khí ngày D cho 24 giờ;
b) Sau thời điểm chấm dứt chào giá, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cập nhật bản chào giá của đơn vị phát điện bị giới hạn sản lượng do khí, lập thứ tự huy động của các đơn vị này;
c) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cập nhật suất tiêu hao khí của từng tổ máy, tính toán mức tiêu thụ khí tương ứng với từng mức công suất theo thứ tự huy động;
d) Giới hạn công suất tối đa huy động bằng khí từng giờ của các tổ máy thuộc nhà máy hoặc cụm nhà máy bị giới hạn sản lượng do khí là mức công suất tương ứng với khả năng cấp khí giờ;
đ) Giới hạn công suất huy động bằng khí của các tổ máy được cập nhật để tính toán lập lịch huy động ngày tới.
Điều 20. Điều chỉnh giới hạn sản lượng của nhà máy thuỷ điện để đảm bảo an ninh cung cấp điện
Trong trường hợp việc huy động nhà máy thuỷ điện có xu hướng đưa mức nước hồ chứa thuỷ điện về mức thấp hơn mức nước tính toán theo kế hoạch vận hành tuần tới, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện căn cứ vào tình hình vận hành thực tế, điều chỉnh sản lượng huy động ngày tới của các nhà máy thuỷ điện này theo quy trình sau:
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán, xác định danh sách các nhà máy thuỷ điện bị giới hạn sản lượng trong ngày tới và mức sản lượng giới hạn trong ngày tới của nhà máy thủy điện đó.
2. Trước 9h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho các nhà máy thủy điện bị giới hạn sản lượng trong ngày tới, và công bố trên Hệ thống thông tin thị trường các thông tin sau:
a) Danh sách các nhà máy thủy điện bị giới hạn sản lượng trong ngày tới;
b) Lý do các nhà máy thủy điện này bị giới hạn sản lượng trong ngày tới;
c) Mức sản lượng giới hạn của nhà máy thủy điện trong ngày tới.
3. Trong quá trình lập lịch huy động ngày tới, nếu mức sản lượng huy động dự kiến của các nhà máy thủy điện vượt quá mức sản lượng giới hạn quy định tại khoản 2 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép điều chỉnh mức công suất huy động từng giờ trong ngày tới của nhà máy thuỷ điện đó theo nguyên tắc sau:
a) Căn cứ theo bản chào giá và tình hình thuỷ văn, mức nước của hồ thuỷ điện của nhà máy thuỷ điện đó.
b) Đảm bảo an ninh cung cấp điện.
c) Đảm bảo tối thiểu hóa chi phí mua điện cho toàn hệ thống.
d) Tổng sản lượng huy động của nhà máy thủy điện theo kết quả lập lịch ngày tới bằng mức sản lượng giới hạn ngày tới của nhà máy thủy điện đó.
Điều 21. Lập lịch huy động ngày tới
1. 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 ngày tới.
2. Các số liệu đầu vào được mô phỏng trong phần mềm lập lịch để lập lịch huy động ngày tới:
a) Phụ tải từng giờ trong ngày D của hệ thống điện ba miền Bắc, Trung, Nam;
b) Giới hạn truyền tải giữa các miền;
c) Bản chào giá của các đơn vị phát điện;
d) Biểu đồ từng giờ của các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu, nhóm thuỷ điện bậc thang có thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu, các nhà máy thuỷ điện điều tiết dưới một tuần, các nhà máy điện gió, địa nhiệt, các nhà máy từ 30MW trở xuống, nguồn điện nhập khẩu;
đ) Giới hạn công suất từng giờ của các nhà máy thuỷ điện bị giới hạn sản lượng để đảm bảo an ninh cung cấp điện;
e) 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;
g) Công suất, sản lượng bán cho khu công nghiệp, công suất mua tối thiểu (nếu có) và thành phần chi phí biến đổi trong giá hợp đồng của nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng;
h) Công suất của các nhà máy cung cấp dịch vụ phụ trợ. Các tổ máy cung cấp dịch vụ điều tần được đưa vào mô phỏng trong phần mềm lập lịch huy động ngày tới như tổ máy có công suất tối đa từng giờ bằng công suất công bố của tổ máy trừ đi lượng công suất điều tần.
3. Kết quả của Lịch huy động không ràng buộc:
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.
4. Kết quả của Lịch huy động ràng buộc:
a) Biểu đồ dự kiến huy động từng tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới;
b) Lịch ngừng, khởi động và trạng thái nối lưới dự kiến của từng tổ máy trong ngày tới;
c) Các thông tin cảnh báo (nếu có).
Điều 22. Công bố lịch huy động ngày tới
Trước 15h00 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 tới, cụ thể:
1. 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 ngày tới.
2. Giá điện năng thị trường dự kiến cho từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.
3. Phương thức vận hành, sơ đồ kết dây dự kiến của hệ thống điện ngày tới.
4. Trong trường hợp thừa hoặc thiếu công suất trong lịch huy động ngày tới, các thông tin cảnh báo bao gồm:
a) Các chu kỳ giao dịch và lượng công suất dự kiến thừa hoặc thiếu công suất;
b) Các ràng buộc an ninh hệ thống bị vi phạm.
Điều 23. Khởi động các tổ máy khởi động chậm
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lịch khởi động các tổ máy khởi động chậm trong lịch huy động ngày tới, căn cứ theo:
a) Công suất công bố của các đơn vị phát điện có tổ máy khởi động chậm theo Đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn;
b) Kết quả Đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn của Đơn vị vận hành hệ thống điện;
c) Thông số kỹ thuật của tổ máy về thời gian khởi động, tốc độ tăng giảm tải;
d) Các ràng buộc khác về an ninh hệ thống.
2. Đơn vị phát điện có trách nhiệm khởi động và hoà lưới tổ máy khởi động chậm căn cứ theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Mục 3 LẬP LỊCH HUY ĐỘNG GIỜ TỚI
Điều 24. Số liệu sử dụng cho lập lịch huy động giờ tới
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng các số liệu để lập lịch huy động giờ tới sau đây :
1. Biểu đồ phụ tải của toàn hệ thống và từng miền Bắc, Trung, Nam dự báo cho giờ tới và ba (03) giờ tiếp theo. Biểu đồ phụ tải dự kiến cho giờ tới và ba (03) giờ tiếp theo được xác định và tính toán theo Thông tư số 12/2010/TT- BCT do Bộ Công Thương ban hành.
2. Các bản chào giá lập lịch của các đơn vị chào giá.
3. Kế hoạch hòa lưới của các tổ máy khởi động chậm theo lịch huy động ngày tới đã được công bố.
4. Sản lượng công bố của các nhà máy thủy điện đa mục tiêu.
5. Sản lượng công bố của nhà máy điện gió, nhà máy điện địa nhiệt, nhà máy điện có công suất từ 30MW trở xuống đấu nối vào hệ thống điện quốc gia.
6. Sản lượng điện xuất khẩu và nhập khẩu.
7. Công suất điều tần, dự phòng quay.
8. Công suất dự phòng khởi động nhanh, dự phòng nguội và vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện cho giờ tới (nếu có).
9. 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.
10. Các ràng buộc khác về an ninh hệ thống.
Điều 25. Điều chỉnh sản lượng công bố của Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu
1. Trước khi lập lịch huy động giờ tới, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép điều chỉnh sản lượng giờ của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu đã được công bố trong các trường hợp sau:
a) Có biến động bất thường về thuỷ văn;
b) Có cảnh báo thiếu công suất theo lịch huy động ngày tới;
c) Có quyết định của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền về điều tiết hồ chứa của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu phục vụ mục đích chống lũ, tưới tiêu.
2. Phạm vi điều chỉnh sản lượng giờ của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong các trường hợp quy định tại điểm a và điểm b khoản 1 Điều này do Cục Điều tiết điện lực quy định hàng năm theo đề xuất của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trên cơ sở đánh giá kết quả vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong năm liền trước. Trong năm đầu tiên vận hành thị trường điện, phạm vi điều chỉnh là ±5%.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh giới hạn công suất chạy khí nhà máy điện hoặc cụm nhà máy điện bị giới hạn sản lượng do khí (nếu có).
2. Điều chỉnh giới hạn công suất các tổ máy thuộc nhà máy điện hoặc cụm nhà máy điện bị giới hạn sản lượng do khí thực hiện như sau:
a) 30 phút trước giờ vận hành, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cập nhật khả năng cấp khí ngày, tính toán tiêu thụ khí cho 12 giờ đã qua. Khả năng cấp khí cho 12 giờ tới được tính trung bình từ khả năng cấp khí còn lại cho 12 giờ tới;
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cập nhật bản chào giá của các Đơn vị phát điện bị giới hạn sản lượng do khí, lập thứ tự huy động của các đơn vị này;
c) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cập nhật suất tiêu hao khí của từng tổ máy, tính toán mức tiêu thụ khí tương ứng với từng mức công suất theo thứ tự huy động;
d) Giới hạn công suất tối đa huy động bằng khí từng giờ của các tổ máy thuộc nhà máy điện hoặc cụm nhà máy điện bị giới hạn sản lượng do khí là mức công suất tương ứng với khả năng cấp khí giờ.
đ) Giới hạn công suất huy động bằng khí của các tổ máy được cập nhật để tính toán lập lịch huy động giờ tới.
Điều 27. Lập lịch huy động giờ tới
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động giờ tới cho các tổ máy phát điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc.
2. Lập lịch huy động giờ tới trong trường hợp thiếu công suất
a) Huy động lượng công suất còn lại trong hệ thống: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập lịch huy động các tổ máy theo thứ tự sau:
- Theo bản chào giá lập lịch;
- Các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo công suất điều chỉnh;
- Các tổ máy của nhà máy điện hoặc cụm nhà máy điện bị giới hạn sản lượng do khí nếu còn khả năng cấp khí;
- Các nhà máy thuỷ điện bị giới hạn sản lượng để đảm bảo an ninh cung cấp điện;
- Các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh;
- Các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng nguội theo lịch huy động ngày tới;
- Các tổ máy cung cấp dịch vụ vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện;
- Công suất dự phòng quay;
- Giảm công suất dự phòng điều tần xuống mức thấp nhất cho phép.
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kiểm tra, xác định lượng công suất dự kiến cần sa thải để đảm bảo an ninh hệ thống tuân thủ theo quy định tại Thông tư số 12/2010/TT-BCT.
3. Lập lịch huy động giờ tới trong trường hợp thừa công suất
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh lịch huy động giờ tới thông qua các biện pháp theo thứ tự sau:
a) Dừng các tổ máy tự nguyện ngừng phát điện;
b) Điều chỉnh công suất công bố của các nhà máy thuỷ điện đa mục tiêu;
c) Giảm tối thiểu công suất phát của tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng quay;
d) Giảm tối thiểu công suất phát của tổ máy cung cấp dịch vụ điều tần;
e) đ) Dừng các tổ máy không phải khởi động chậm theo giá bản chào từ cao đến thấp;
f) Giảm dần công suất phát của các tổ máy khởi động chậm về mức công suất phát ổn định thấp nhất;
g) Dừng các tổ máy khởi động chậm theo thứ tự sau:
- Có thời gian khởi động ngắn nhất;
- Có chi phí khởi động từ thấp đến cao. Chi phí khởi động do Đơn vị mua buôn duy nhất thỏa thuận với Đơn vị phát điện và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện định kỳ trước mỗi năm vận hành và trong năm vận hành khi có thay đổi;
- Có mức công suất thấp nhất đủ để giải quyết tình trạng thừa công suất.
Điều 28. Công bố lịch huy động giờ tới
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lịch huy động giờ tới mười lăm (15) phút trước giờ vận hành, bao gồm các nội dung sau:
1. Dự báo phụ tải giờ tới của toàn hệ thống và các miền Bắc, Trung, Nam.
2. Lịch huy động các tổ máy phát điện trong giờ tới và ba (03) giờ tiếp theo.
3. 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.
4. Các thông tin về việc điều chỉnh công suất công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu.
5. Lịch sa thải phụ tải dự kiến (nếu có).
Điều 29. Điều độ hệ thống điện thời gian thực
1. Trong điều kiện hệ thống điện vận hành bình thường, 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 giờ tới đã được công bố.
2. Đơn vị phát điện có trách nhiệm tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 30. Tiêu chuẩn tần số và điện áp
1. Tần số danh định của hệ thống điện quốc gia Việt Nam là 50Hz. Ở các chế độ vận hành bình thường hoặc khi có sự cố đơn lẻ xảy ra trong lưới điện truyền tải, tần số hệ thống điện được phép dao động trong các phạm vi được quy định:
| Chế độ vận hành của hệ thống điện | Dải tần số cho phép |
| Vận hành bình thường | 49,8 Hz ÷ 50,2 Hz |
| Sự cố đơn lẻ | 49,5 Hz ÷ 50,5 Hz |
2. Trong điều kiện làm việc bình thường hoặc khi có sự cố đơn lẻ xảy ra trong lưới điện truyền tải, điện áp tại thanh cái cho phép vận hành trên lưới được quy định:
| Cấp điện áp | Chế độ vận hành của hệ thống điện | |
| Vận hành bình thường | Sự cố một phần tử | |
| 500kV | 475 ÷ 525 | 450 ÷ 550 |
| 220kV | 209 ÷ 242 | 198 ÷ 242 |
| 110kV | 104 ÷ 121 | 99 ÷ 121 |
Điều 31. Chế độ khẩn cấp và cực kỳ khẩn cấp
1. Chế độ khẩn cấp được quy định tại Thông tư số 12/2010/TT-BCT, là chế độ vận hành khi hệ thống điện truyền tải tồn tại một trong các điều kiện sau:
a) Tần số hệ thống vượt ra ngoài phạm vi cho phép chế độ vận hành bình thường, nhưng nằm trong dải tần số cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố một phần tử trong hệ thống;
b) Điện áp tại một nút bất kỳ trên lưới điện truyền tải nằm ngoài phạm vi cho phép trong chế độ vận hành bình thường, nhưng nằm trong dải điện áp cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố một phần tử;
c) Mức mang tải của bất kỳ thiết bị điện nào trong lưới điện truyền tải hoặc thiết bị điện đấu nối vào lưới điện truyền tải vượt quá giá trị định mức nhưng dưới 110% giá trị định mức mà thiết bị này khi bị sự cố do quá tải có thể dẫn đến chế độ vận hành cực kỳ khẩn cấp.
2. Chế độ cực kỳ khẩn cấp được quy định tại Thông tư số 12/2010/TT- BCT là chế độ vận hành khi hệ thống điện truyền tải tồn tại một trong các điều kiện sau:
a) Tần số hệ thống nằm ngoài dải tần số cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố một phần tử trong hệ thống;
b) Điện áp tại một nút bất kỳ trên lưới điện truyền tải nằm ngoài dải điện áp cho phép đối với trường hợp xảy ra sự cố một phần tử;
c) Mức mang tải của bất kỳ thiết bị nào trong lưới điện truyền tải hoặc thiết bị đấu nối với lưới điện truyền tải trên 110% giá trị định mức mà thiết bị này khi bị sự cố do quá tải có thể dẫn đến tan rã từng phần hệ thống điện;
d) Khi lưới điện truyền tải đang ở chế độ vận hành khẩn cấp, các biện pháp được thực hiện để đưa hệ thống về trạng thái vận hành ổn định không thực hiện được dẫn tới hiện tượng tan rã từng phần hệ thống, tách đảo hoặc sụp đổ điện áp hệ thống.
Điều 32. Can thiệp vào thị trường điện
1. Các trường hợp can thiệp vào thị trường điện Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép can thiệp vào thị trường điện trong các trường hợp sau:
a) Hệ thống đang vận hành trong chế độ khẩn cấp;
b) Không thể đưa ra lịch huy động giờ tới mười lăm (15) phút trước giờ vận hành.
2. Các biện pháp can thiệp vào thị trường điện
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện huy động các tổ máy phát điện theo thứ tự sau:
a) Theo các bản chào hợp lệ của các Đơn vị chào giá cho chu kỳ giao dịch đó;
b) Trong trường hợp Đơn vị chào giá không có bản chào hợp lệ cho chu kỳ giao dịch đó:
- Áp dụng mức giá sàn cho phần sản lượng hợp đồng;
- Áp dụng mức giá trần bản chào cho phần sản lượng còn lại.
c) Trong trường hợp không thể thực hiện được các biện pháp quy định tại điểm a và điểm b Khoản này, 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:
- Đảm bảo cân bằng được công suất phát và phụ tải;
- Đáp ứng được yêu cầu về dự phòng điều tần;
- Đáp ứng được yêu cầu về dự phòng quay;
- Đáp ứng được yêu cầu về chất lượng điện áp.
3. Công bố thông tin về can thiệp vào thị trường điện
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;
- 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.
1. Thị trường điện dừng vận hành khi xảy ra một trong các trường hợp sau:
a) Do các tình huống khẩn cấp về thiên tai hoặc bảo vệ an ninh quốc phòng;
b) Do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đề nghị dừng thị trường điện trong các trường hợp:
- Hệ thống điện vận hành trong chế độ cực kỳ khẩn cấp;
- Không đảm bảo việc vận hành thị trường điện an toàn, liên tục;
- Dự kiến việc can thiệp thị trường điện kéo dài trên 24 giờ.
c) Kết quả vận hành thị trường điện không đạt được các mục tiêu đã đề ra.
2. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét, quyết định dừng thị trường điện trong các trường hợp quy định tại khoản 1 Điều này và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho các thành viên tham gia thị trường điện về quyết định dừng thị trường điện của Cục Điều tiết điện lực.
4. Vận hành hệ thống điện trong thời gian dừng thị trường điện:
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều độ, vận hành hệ thống điện theo các nguyên tắc sau:
- Đảm bảo hệ thống vận hành an toàn, ổn định, tin cậy với chi phí mua điện cho toàn hệ thống thấp nhất theo giá điện toàn phần trong Hợp đồng mua bán điện.
- Đảm bảo thực hiện các thoả thuận về sản lượng trong các hợp đồng xuất khẩu, nhập khẩu điện, hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện BOT và các hợp đồng mua bán điện có cam kết sản lượng của các nhà máy điện khác.
b) Các đơn vị phát điện, Đơn vị truyền tải điện và các đơn vị có liên quan khác có trách nhiệm tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 34. Khôi phục thị trường điện
1. 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.
TÍNH TOÁN THANH TOÁN TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Mục 1 TÍNH TOÁN GIÁ ĐIỆN NĂNG THỊ TRƯỜNG VÀ CÔNG SUẤT THANH TOÁN
1. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm kiểm tra và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu đo đếm theo quy định tại Điều 36 Quy trình này và các số liệu đo đếm quá khứ khi có yêu cầu từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm quản lý, lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và các hồ sơ liên quan theo quy định tại Thông tư 27/2009/TT-BCT ngày 25 tháng 9 năm 2009 của Bộ Trưởng Bộ Công Thương ban hành Quy định đo đếm điện năng trong thị trường phát điện cạnh tranh.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và các hồ sơ liên quan trong thời hạn ít nhất là 5 năm.
Điều 36. Cung cấp số liệu phục vụ thanh toán trong thị trường điện
1. Trước 15h00 ngày D+1, Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện số liệu đo đếm điện năng của từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
2. 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, lượng công suất thanh toán của từng tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch trong ngày D và tổng hợp, cung cấp cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện phục vụ việc thanh toán cho từng nhà máy điện qua trang thông tin điện tử phục vụ thị trường điện theo biểu mẫu tai Phụ lục 7 Quy trình này.
3. Trước ngày D+4, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ cho ngày giao dịch D qua trang thông tin điện tử phục vụ thị trường điện theo biểu mẫu tai Phụ lục 7 Quy trình này.
4. Trước ngày D+6, Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm 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) qua trang thông tin điện tử phục vụ thị trường điện theo biểu mẫu tai Phụ lục 7 Quy trình này.
5. Vào ngày D+6, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện hoàn chỉnh cho ngày D qua trang thông tin điện tử phục vụ thị trường điện theo biểu mẫu tai Phụ lục 7 Quy trình này.
6. Trong thời hạn mười (10) ngày làm việc kể từ ngày giao dịch cuối cùng của chu kỳ thanh toán, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và phát hành bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán theo biểu mẫu tại Phụ lục 8 Quy trình này.
Điều 37. Thanh toán cho Đơn vị phát điện
1. Trước ngày 20 hàng tháng, Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch, lập và gửi hóa đơn thanh toán cho Đơn vị mua buôn duy nhất.
2. Trước ngày 20 hàng tháng, Đơn vị phát điện ký Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ lập và gửi hoá đơn thanh toán cho Đơn vị vận hành Hệ thống điện và thị trường điện.
3. Hóa đơn thanh toán bao gồm các khoản thanh toán thị trường điện và thanh toán hợp đồng trong chu kỳ thanh toán.
4. Chậm nhất vào ngày cuối cùng hàng tháng, Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện thanh toán theo hóa đơn của Đơn vị phát điện.
Điều 38. Quy đổi sản lượng đo đếm
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy đổi số liệu đo đếm về đầu cực các tổ máy phát điện và ngược lại để phục vụ tính toán giá điện năng thị trường, công suất thanh toán và lập bảng kê thanh toán.
2. Việc quy đổi số liệu đo đếm về đầu cực các tổ máy phát điện và ngược lại được tính toán bằng công cụ tính toán quy đổi theo phương pháp tính toán quy đổi do Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện thoả thuận và được Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 39. Xác định giá điện năng thị trường
1. Sau ngày giao dịch D, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập lịch tính giá điện năng thị trường cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D theo trình tự sau:
a) Tính toán phụ tải hệ thống trong chu kỳ giao dịch bằng cách quy đổi sản lượng đo đếm về phía đầu cực các tổ máy phát điện;
b) Sắp xếp các dải công suất trong bản chào giá lập lịch của các đơn vị phát điện và sản lượng công bố dùng trong lập lịch giờ tới của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo phương pháp lập lịch không ràng buộc cho đến khi tổng công suất được sắp xếp đạt mức phụ tải hệ thống.
2. Giá điện năng thị trường bằng giá chào của dải công suất cuối cùng đáp ứng biểu đồ phụ tải trong lịch tính giá điện năng thị trường. Trong trường hợp giá chào của dải công suất cuối cùng trong lịch tính giá điện năng thị trường cao hơn giá trần thị trường, giá điện năng thị trường được tính bằng giá trần thị trường.
Điều 40. Xác định công suất thanh toán
1. Sau ngày giao dịch D, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính công suất cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D theo trình tự sau:
a) Phụ tải hiệu chỉnh là phụ tải thực của hệ thống điện cộng thêm thành phần công suất khuyến khích (được tính bằng 3% phụ tải hệ thống của chu kỳ giao dịch);
b) Các tổ máy tham gia dịch vụ điều tần và dự phòng quay theo lịch huy động ngày tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố được mô phỏng là các tổ máy có công suất tối đa bằng công suất công bố của Đơn vị phát điện cho tổ máy đó trừ đi lượng công suất điều tần hoặc dự phòng quay;
c) Sắp xếp các dải công suất trong bản chào giá lập lịch của các đơn vị phát điện cho chu kỳ giao dịch đó theo phương pháp lập lịch không ràng buộc cho đến khi tổng công suất được sắp xếp đạt mức phụ tải hiệu chỉnh.
2. Lượng công suất thanh toán của tổ máy trong chu kỳ giao dịch tính bằng lượng công suất của tổ máy đó được xếp trong lịch công suất.
3. Lượng công suất thanh toán của các tổ máy tham gia dịch vụ điều tần và dự phòng quay trong chu kỳ giao dịch tính bằng lượng công suất của tổ máy đó được xếp trong lịch công suất cộng với lượng công suất tham gia dịch vụ điều tần hoặc dự phòng quay.
Điều 41. Xác định giá điện năng thị trường và công suất thanh toán khi can thiệp vào thị trường điện
1. 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 để xác định giá điện năng thị trường và lượng công suất thanh toán;
b) Trong trường hợp tổ máy không có bản chào giá hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng giá sàn cho phần sản lượng hợp đồng giờ và giá trần bản chào cho sản lượng ngoài hợp đồng để lập lịch tính giá điện năng thị trường và lịch công suất cho chu kỳ giao dịch đó.
2. Trong trường hợp thời gian can thiệp thị trường lớn hơn hoặc bằng 24 giờ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không có trách nhiệm thực hiện tính toán giá điện năng thị trường và công suất thanh toán cho khoảng thời gian thị trường bị can thiệp.
Mục 2 TÍNH TOÁN THANH TOÁN CHO ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN GIAO DỊCH TRỰC TIẾP
Điều 42. Tính toán sản lượng huy động theo lệnh điều độ và các thành phần sản lượng thanh toán
1. Sản lượng huy động theo lệnh điều độ của Đơn vị phát điện là sản lượng được tính toán căn cứ theo lệnh điều độ tại đầu cực máy phát của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, công suất theo lệnh điều độ, tốc độ tăng giảm tải của tổ máy phát điện. Sản lượng huy động theo lệnh điều độ được xác định như sau:
Trong đó:
i: chu kỳ giao dịch thứ i;
J: số lần thay đổi lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i;
: Thời điểm lần thứ j trong chu kỳ giao dịch i Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ thay đổi công suất của tổ máy phát điện [phút];
: Thời điểm tổ máy đạt được mức công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ tại thời điểm
|
Qddi : Sản lượng huy động theo lệnh điều độ tính tại đầu cực máy phát xác định cho chu kỳ giao dịch i;
: Công suất tổ máy đang vận hành tại thời điểm
: Công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm
|
Công suất
|
|
|
công suất đến thời điểm mà tổ máy phát điện đạt được công suất
|
được xác định như sau: 
a: Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy [MW/p]
2. Trong trường hợp số liệu đo đếm thực tế quy về đầu cực của tổ máy phát điện có sai số với sản lượng huy động theo lệnh điều độ của đơn vị phát điện đó, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra, xem xét và báo cáo Cục Điều tiết điện lực nếu hành vi có dấu hiệu vi phạm lệnh điều độ. Sai số điều độ đối với các tổ máy có công suất lắp đặt dưới 100MW là 5%, đối với các tổ máy có công suất lắp đặt từ 100MW trở lên là 3%. Trong trường hợp sai số giữa hai số liệu này lớn hơn sai số cho phép và sản lượng đo đếm thực tế của đơn vị phát điện cao hơn sản lượng huy động theo lệnh điều độ của đơn vị phát điện đó thì phần sản lượng chênh lệch giữa sản lượng đo đếm thực tế và sản lượng đo đếm theo lệnh điều độ được chỉ được thanh toán theo giá chào thấp nhất cho chu kỳ giao dịch đó.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các thành phần sản lượng điện năng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch phục vụ thanh toán trong thị trường điện, bao gồm:
a) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường (Qbp);
b) Sản lượng điện năng phát tăng thêm theo lệnh điều độ (Qcon);
c) Sản lượng điện năng phát tăng thêm ngoài lệnh điều độ (Qdu);
d) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmp).
4. Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường trong chu kỳ giao dịch được xác định như sau:
a) Xác định các tổ máy có giá chào cao hơn giá trần thị trường được xếp lịch tính giá thị trường cho chu kỳ giao dịch i và vị trí đo đếm của tổ máy đó;
b) Tính toán sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào tại từng vị trí đo đếm xác định tại điểm a Khoản này theo công thức sau:
Trong đó:
i: chu kỳ giao dịch thứ i;
j: điểm đo đếm thứ j của nhà máy nhiệt điện, xác định tại điểm a Khoản này;
: sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: sản lượng điện năng đo đếm tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: sản lượng điện năng ứng với lượng công suất có giá chào thấp hơn
hoặc bằng giá trần thị trường trong chu kỳ giao dịch i của các tổ máy có đấu nối vào vị trí đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh);
: sản lượng điện năng ứng với lượng công suất có giá chào cao hơn
giá trần thị trường và được xếp trong lịch tính giá thị trường trong chu kỳ giao dịch i của các tổ máy có đấu nối vào vị trí đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh).
c) Tính toán sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào cho nhà máy
điện theo công thức sau:
Trong đó:
j: điểm đo đếm thứ j của nhà máy nhiệt điện, xác định tại điểm a Khoản
J: Tổng số các điểm đo đếm của nhà máy điện có tổ máy chào cao hơn giá
trần thị trường và được xếp lịch tính giá thị trường;
Qbpi : sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
5. Sản lượng điện năng phát tăng thêm theo lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:
a) Xác định các tổ máy phát tăng thêm do ràng buộc truyền tải hoặc các ràng buộc khác trong chu kỳ giao dịch;
b) Tính toán sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch tại đầu cực của tổ máy theo công thức sau:
- Trường hợp tổ máy không bị ràng buộc phải phát theo lịch huy động giờ tới và phát tăng công suất theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch:
- Trường hợp tổ máy đã bị ràng buộc phải phát theo lịch huy động giờ tới:
|
: sản lượng điện năng phát tăng thêm của tổ máy tính tại đầu cực trong chu kỳ giao dịch i (kWh); 
: công suất phát của tổ máy theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong chu kỳ giao dịch i (kW);
: công suất của tổ máy được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (kW);
: công suất của tổ máy theo lịch huy động giờ tới trong chu kỳ giao dịch i (kW);
: khoảng thời gian tổ máy phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (phút).
c) Xác định sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch của tổ máy, 
, bằng cách quy đổi sản lượng từ vị trí đầu cực tổ máy về vị trí đo đếm.
d) Tính toán sản lượng điện năng phát tăng thêm theo lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i theo công thức sau:
Trong đó:
Qconi : tổng sản lượng phát tăng thêm theo lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
g: tổ máy phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: tổng số tổ máy phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
|
: sản lượng phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch I (kWh). 6. Sản lượng điện năng phát tăng thêm ngoài lệnh điều độ được tính toán trong trường hợp sản lượng đo đếm thực tế của đơn vị phát điện lớn hơn sản lượng huy động theo lệnh điều độ của đơn vị phát điện đó và sai số giữa hai sản lượngu này lớn hơn sai số điều độ đã được quy định tại khoản 2 Điều này. Sản lượng điện năng phát tăng thêm ngoài lệnh điều độ (Qdu) là phần sản lượng chênh lệch giữa sản lượng đo đếm thực tế và sản lượng tính toán theo lệnh điều độ được tính toán sau khi có kết luận của các cơ quan chức năng về hành vi vi phạm lệnh điều độ của Đơn vị phát điện.
Qdui : Sản lượng điện năng phát tăng thêm ngoài lệnh điều độ tính tại đầu cực máy phát xác định cho chu kỳ giao dịch i;
Qddi : Sản lượng huy động theo lệnh điều độ tính tại đầu cực máy phát xác định cho chu kỳ giao dịch i;
Qmqi : sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
7. Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Qsmpi : sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qmqi : sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qbpi : sản lượng điện được thanh toán theo giá chào trong chu kỳ giao dịch i đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường (kWh);
Qconi : sản lượng điện năng phát tăng thêm theo lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qconi : sản lượng điện năng phát tăng thêm ngoài lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
Điều 43. Tính toán thanh toán điện năng thị trường
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán tổng các khoản thanh toán điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rg = Rsmp + Rbp + Rcon + Rdu
Rg: tổng các khoản thanh toán điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rsmp: khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rbp: khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá chào đối với các nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rcon : khoản thanh toán cho phần sản lượng điện năng phát tăng thêm theo lệnh điều độ trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rdu: khoản thanh toán cho phần sản lượng điện năng phát tăng thêm ngoài lệnh điều độ trong chu kỳ thanh toán (đồng).
2. Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Rsmpi = Qsmpi + SMPi
Trong đó:
Rsmpi : khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng);
SMPi : giá điện năng thị trường của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng/kWh);
Qsmpi : sản lượng điện năng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (kWh).
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rsmp : khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán;
I: tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán;
Rsmpi : khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện của chu kỳ giao dịch i (đồng).
3. Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường trong chu kỳ thanh toán được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
- Trường hợp sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện lớn hơn hoặc bằng sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng:
Trong đó:
Rbpi : khoản thanh toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
j: dải chào thứ j trong bản chào giá của các tổ máy thuộc nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường và được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường;
J: tổng số dải chào trong bản chào giá của nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường và được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường;
|
: giá chào tương ứng với dải chào j trong bản chào của các tổ máy của nhà máy nhiệt điện g trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh); 
: mức giá chào cao nhất trong các dải chào được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch I (đồng/kWh);
|
: tổng công suất được chào với mức giá trong bản chào của nhà máy nhiệt điện được huy động trong chu kỳ giao dịch i và quy đổi về vị trí đo đếm (kWh); Qbpi : tổng sản lượng điện năng có giá chào cao hơn giá trần thị trường của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
- Trường hợp sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện nhỏ hơn sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng:
Rbpi = Qbpi + SMPi
Trong đó:
Rbpi : khoản thanh toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
SMPi: giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
Qbpi : tổng sản lượng điện năng có giá chào cao hơn giá trần thị trường của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rbp : khoản thanh toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà
máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: chu kỳ giao dịch i trong đó nhà máy điện được huy động với mức giá chào cao hơn giá trần;
I: tổng số chu kỳ giao dịch trong đó nhà máy điện được huy động với mức giá chào cao hơn giá trần;
Rbpi : khoản thanh toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
4. Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm theo lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
Rconi : khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: tổ máy phát tăng thêm theo lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: tổng số tổ máy phát tăng thêm theo lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: điện năng phát tăng thêm theo lệnh điều độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i, (kWh);
: giá chào tương ứng với dải công suất phát tăng thêm theo lệnh điều độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rcon : khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm theo lệnh điều độ trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ;
I: tổng số chu kỳ giao dịch của của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ;
Rconi : khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
5. Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm ngoài lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
Rdui : khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm ngoài lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: tổ máy phát tăng thêm ngoài lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: tổng số tổ máy phát tăng thêm ngoài lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: điện năng phát tăng thêm ngoài lệnh điều độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i, (kWh);
Pbmini : giá chào thấp nhất của tất cả các tổ máy trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rdu : khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm ngoài lệnh điều độ trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát tăng thêm ngoài lệnh điều độ;
I: tổng số chu kỳ giao dịch của của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát tăng thêm ngoài lệnh điều độ;
Rdui : khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm ngoài lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Điều 44. Tính toán thanh toán công suất thị trường
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán công suất thị trường cho nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:
1. Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
Rcani : khoản thanh toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: tổ máy của nhà máy điện được thanh toán theo giá công suất;
G: tổng số các tổ máy của nhà máy điện được thanh toán theo giá công suất;
CANi : giá công suất thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kW);
|
2. Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rcan : khoản thanh toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán;
I: tổng số chu kỳ giao dịch trong chu kỳ thanh toán;
Rcani : khoản thanh toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Điều 45. Khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác
Căn cứ vào giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố, Đơn vị phát điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:
1. Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
Rci : khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Qci : sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Pc: giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác (đồng/kWh);
SMPi: giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
CANi: giá công suất thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
2. Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rc: khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán;
I: tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán;
Rci : khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Điều 46. Tính toán thanh toán khi can thiệp vào thị trường điện
1. Trường hợp thời gian can thiệp thị trường nhỏ hơn 24 giờ, Đơn vị phát điện được nhận các khoản thanh toán điện năng, thanh toán công suất thị trường, thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác và các dạng thanh toán khác như khi vận hành thị trường điện.
2. Trường hợp thời gian can thiệp thị trường lớn hơn hoặc bằng 24 giờ, Đơn vị phát điện được thanh toán theo giá hợp đồng cho toàn bộ sản lượng điện năng đo đếm.
Điều 47. Tính toán thanh toán khi dừng thị trường điện
Trong thời gian dừng thị trường điện, Đơn vị phát điện được thanh toán theo giá hợp đồng cho toàn bộ sản lượng điện năng đo đếm.
Mục 3 THANH TOÁN DỊCH VỤ PHỤ TRỢ VÀ THANH TOÁN KHÁC
Điều 48. Thanh toán chi phí cơ hội cho dịch vụ dự phòng quay
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán chi phí cơ hội cho Đơn vị phát điện cung cấp dịch vụ dự phòng quay trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:
Trong đó:
Rspni : khoản thanh toán chi phí cơ hội cho Đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng quay của Đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: tổng số tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng quay của Đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i;
: công suất lập lịch cung cấp dịch vụ dự phòng quay của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i theo lịch huy động ngày tới (kWh);
: chi phí cơ hội trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy g (đồng/kWh).
Chi phí cơ hội được tính toán như sau:
Trong đó:
SMPi: giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i của ngày D (đồng/kWh);
Pbi : giá chào lớn nhất trong số các mức giá chào tương ứng với các dải công suất cung cấp dịch vụ dự phòng quay (đồng/kWh).
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:
Trong đó:
Rspn : khoản thanh toán chi phí cơ hội trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán mà Đơn vị phát điện cung cấp dự phòng quay;
I: tổng số chu kỳ giao dịch trong chu kỳ thanh toán mà Đơn vị phát điện cung cấp dự phòng quay;
Rspni : khoản thanh toán chi phí cơ hội trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
2. Chi phí cơ hội chỉ được thanh toán cho các tổ máy nhiệt điện cung cấp dự phòng quay.
Đơn vị cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ dự phòng nguội, dịch vụ vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện được thanh toán theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ đã ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 50. Thanh toán cho nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu
Thanh toán cho nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu được thực hiện theo hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất.
1. Đơn vị phát điện có tổ máy phát công suất phản kháng phát phục vụ điều chỉnh điện áp được thanh toán cho lượng điện năng nhận từ lưới điện để phát công suất phản kháng:
a) Theo giá điện năng thị trường đối với tổ máy có chào giá trên thị trường điện;
b) Theo hợp đồng mua bán điện đối với tổ máy không chào giá trên thị trường điện.
2. Tổ máy nhiệt điện bị buộc phải ngừng trong trường hợp thừa nguồn trong lập lịch huy động giờ tới được thanh toán chi phí khởi động theo mức chi phí thỏa thuận giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.
3. Trường hợp sản lượng đo đếm điện năng tháng do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp có sai khác so với tổng điện năng đo đếm các ngày trong tháng do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp, phần điện năng chênh lệch được thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện đã ký giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.
Điều 52. Hồ sơ thanh toán cho hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ
1. Đơn vị phát điện có trách nhiệm lập hồ sơ thanh toán dịch vụ phụ trợ theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Trong trường hợp hóa đơn có sai sót, Đơn vị phát điện hoặc Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền đề nghị hiệu chỉnh hóa đơn trong thời hạn một (01) tháng kể từ ngày phát hành. Các bên liên quan có trách nhiệm phối hợp xác định và thống nhất các khoản thanh toán hiệu chỉnh.
3. Đơn vị phát điện có trách nhiệm bổ sung khoản thanh toán hiệu chỉnh vào hóa đơn của chu kỳ thanh toán tiếp theo.
4. Đơn vị phát điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thống nhất phương thức thanh toán trong thị trường điện phù hợp với quy định tại Thông tư 18/2010/TT-BCT và các quy định có liên quan.
Điều 53. Xử lý các sai sót trong thanh toán
Trường hợp có thanh toán thừa hoặc thiếu so với hóa đơn, các đơn vị liên quan xử lý các sai sót này theo quy định trong hợp đồng mua bán điện hoặc hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ./.
TRÌNH TỰ KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Quy trình số: 55 /ĐTĐL-TTĐL ngày 20 tháng 5 năm 2011)
BẢNG 1. LẬP LỊCH HUY ĐỘNG NGÀY TỚI
BẢNG 2. LẬP LỊCH HUY ĐỘNG GIỜ TỚI
BẢNG 3. TÍNH TOÁN VÀ LẬP BẢNG KÊ THANH TOÁN
THỜI GIAN BIỂU LẬP LỊCH HUY ĐỘNG VÀ LẬP BẢNG KÊ THANH TOÁN
(Ban hành kèm theo Quy trình số: 55/ĐTĐL-TTĐL ngày 20 tháng 5 năm 2011)
| Thời hạn | Hoạt động | Đơn vị thực hiện | Đơn vị hối hợp | Thời gian áp dụng | Chu kỳ | Nội dung, kết quả | |
| Ngày | Giờ | ||||||
| Ngày 27 tháng M-1 |
| Nộp bản chào mặc định của tổ máy nhiệt điện áp dụng cho tháng M | NMĐ, SB | SMO | Tháng M | Hàng tháng | Bản chào mặc định tương ứng với các trạng thái của tổ máy nhiệt điện áp dụng cho tháng M |
| Thứ Sáu tuần T-1 | 10h00 | - Công bố giá trị nước - Công bố sản lượng hàng giờ của các nhà máy SMHP | SMO | NMĐ, SB, TNO | Tuần T | Hàng tuần | Công bố các kết quả sau: - Giá trị nước cho tuần T; - Mức nước giới hạn tuần; - Sản lượng hàng giờ của các nhà máy SMHP dự kiến cho tuần T. |
| Thứ Sáu tuần T-1 | 15h00 | Nộp bản chào mặc định của tổ máy thuỷ điện áp dụng cho tuần T | NMĐ | SMO | Tuần T | Hàng tuần | Bản chào mặc định của tổ máy thuỷ điện |
| Ngày D - 2 | 16h00 | Cung cấp thông tin về sản lượng điện năng xuất, nhập khẩu | SB | SMO | Ngày D | Hàng ngày | Sản lượng điện năng xuất nhập khẩu dự kiến trong từng giờ của ngày D. |
| Ngày D-1 | 9h00 | Công bố các thông tin phục vụ vận hành thị trường điện ngày tới | SMO | NMĐ, SB, TNO | Ngày D | Hàng ngày | Công bố các thông tin sau: - Dự báo phụ tải ngày D; - Điện năng xuất nhập khẩu ngày D - Điện năng của các nhà máy có công suất từ 30MW trở xuống - Kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D; - Kế hoạch dịch vụ phụ trợ |
|
| 10h00 | Nộp bản chào giá | NMĐ, SB | SMO | Ngày D | Hàng ngày | Bản chào giá cho từng tổ máy của NMĐ cho ngày D. Bản chào giá của các nhà máy BOT (do SB nộp thay) cho ngày D. |
| 10h00 | Công bố sản lượng của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 1 tuần, các nhà máy điện gió, địa nhiệt | NMĐ | SMO | Ngày D | Hàng ngày | Các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 1 tuần, nhà máy điện gió, địa nhiệt công bố sản lượng tuần tới cho SMO | |
| 10h00 | Công bố sản lượng của các nhà máy điện thuộc khu công nghiệp bán một phần sản lượng | NMĐ | SMO | Ngày D | Hàng ngày | Công suất tối đa của các tổ máy, sản lượng từng giờ của phụ tải khu công nghiệp | |
| 15h00 | Công bố lịch huy động ngày D | SMO | NMĐ, SB, TNO | Ngày D | Hàng ngày | Công bố các thông tin trong lịch huy động cho từng giờ của ngày D | |
| Ngày D-1 và D | Liên tục | Công bố các thay đổi về công suất khả dụng của tổ máy và độ sẵn sàng của lưới truyền tải | NMĐ, TNO | SMO | Ngày D-1 và D | Liên tục | NMĐ cung cấp thông tin về các thay đổi công suất khả dụng của các tổ máy TNO cung cấp thông tin về các thay đổi độ sẵn sàng của lưới truyền tải |
| Ngày D | 15 phút trước giờ vận hành | Công bố lịch huy động giờ tới | SMO | NMĐ, SB, TNO | Giờ vận hành | Hàng giờ | Công bố các thông tin trong lịch huy động cho giờ vận hành tới |
| Ngày D+1 | 15h00 | Cung cấp số liệu đo đếm điện năng trong ngày D | MDMSP | SMO | Ngày D | Hàng ngày | Số liệu đo đếm điện năng của các nhà máy điện trong từng giờ của ngày D |
| Ngày D+2 | 9h00 | Công bố giá thị trường và lượng công suất thanh toán | SMO | NMĐ, SB | Ngày D | Hàng ngày | Bản chào giá các tổ máy, giá thị trường điện năng, giá thị trường toán phần, lượng công suất thanh toán và các kết quả tính toán khác cho từng giờ của ngày D. |
| Tổng hợp và cung cấp số liệu phục vụ tính toán thanh toán cho ngày D | SMO | NMĐ, SB | Ngày D | Hàng ngày | Theo quy định tại Phụ lục 9 Thông tư này. | ||
| Ngày D+3 |
| Cung cấp bảng kê thanh toán sơ bộ cho ngày D | SMO | NMĐ, SB | Ngày D | Hàng ngày | Các khoản thanh toán trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D. |
| Ngày D+5 |
| Thông báo các sai sót trong bảng kê thanh toán sơ bộ của ngày D (nếu có) | NMĐ, SB | SMO | Ngày D | Hàng ngày | Thông báo các sai sót trong bảng kê thanh toán sơ bộ của ngày D (nếu có). |
| Ngày D+6 |
| Cung cấp bảng kê thanh toán hoàn chỉnh cho ngày D | SMO | NMĐ, SB | Ngày D | Hàng ngày | Các khoản thanh toán trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D. |
| Ngày làm việc thứ 7 tháng M+1 |
| Cung cấp số liệu đo đếm chính thức cho tháng M | MDMSP | SMO | Tháng M | Hàng tháng | Theo quy định tại Thông tư số 27/TT-BCT ngày 25 tháng 9 năm 2009. |
| Ngày làm việc thứ 10 tháng M+1 |
| Cung cấp bảng kê thanh toán hoàn chỉnh cho tháng M | SMO | NMĐ, SB | Tháng M | Hàng tháng | Các khoản thanh toán trong từng ngày giao dịch trong tháng M. |
HÀM MỤC TIÊU CỦA PHẦN MỀM LẬP LỊCH
(Ban hành kèm theo Quy trình số: 55/ĐTĐL-TTĐL ngày 20 tháng 5 năm 2011)
EneryBandClearedMWW(u,seg,t). EnergyBandPrice(u,seg,t) . PeriodLength(t) min
SpinBandClearedMWW(u,seg,t). SpinBandPrice(u,seg,t) . PeriodLength(t)
PenaltyTerm(t). PeriodLength(t)
Eq.1
Trong đó:
- EnergyBandClearedMW(u,seg,t): tổng công suất đã được khớp giá cho phần seg năng lượng chào bán của tổ máy u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, đơn vị MW.
- EnergyBandPrice(u,seg,t): giá của phần seg năng lượng chào bán của tổ máy u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, đơn vị KVNĐ/MWh.
- SpinBandClearedMW(u,seg,t): tổng công suất dự phòng quay đã được khớp của phần seg công suất dự phòng quay chào bán của tổ máy u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, đơn vị MW.
- SpinBandPrice(u,seg,t): giá của phần seg năng lượng dự phòng quay chào bán của tổ máy u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, đơn vị KVNĐ/MW trên giờ có khả năng.
- PenaltyTerms(t): tổng các vi phạm bị phạt trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, định nghĩa trong (3).
- PeriodLength(t): độ dài của khoảng thời gian điều độ thị trường t, đơn vị h. Trong trường hợp thị trường nửa giờ, giá trị này bằng 0.5.
Để giải quyết bài toán bất khả thi trong hoàn cảnh nào đó, các biến vi phạm cho các ràng buộc (với giới hạn trên/dưới) được thêm vào. Các điều kiện bổ sung của biến vi phạm được thêm vào phương trình 1.
Những biến vi phạm không âm là:
- FlowV(tl,t): sự vi phạm giới hạn trào lưu công suất trên đường truyền tl trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, quan hệ với mức phạt là PenFlowV.
- ZonalDef(z,t) and ZonalSur(z,t): công suất thiếu và thừa trong vùng z trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, quan hệ với mức phạt là PenZoneV.
- GcDef(gc,t) and GcSur(gc,t): các biến vi phạm ràng buộc chung gc trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, quan hệ với mức phạt là PenGcV.
- UpRampV(u,t) and DownRampV(u,t): vi phạm tốc độ tăng giảm tải của tổ máy u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, quan hệ với mức phạt là PenRampV.
- EcapV(u,t): vi phạm giới hạn kinh tế của tổ máy u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, quan hệ với mức phạt là PenCapV.
- OpZoneV(u,t): vi phạm giới hạn vùng vận hành tổ máy u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, quan hệ với mức phạt là PenOpZoneV. Biến vi phạm này chỉ được áp dụng cho quá trình tối ưu hóa thứ 2.
- SpinV(t): vị phạm dự phòng quay trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, quan hệ với mức phạt là PenSpinV.
Nhóm hình phạt này được định nghĩa trong phương trình 2.
Với những giá trị đủ lớn đưa vào như là hình phạt cho mỗi biến vi phạm nêu trên, các biến vi phạm bằng 0 đối với giải pháp khả thi. Biến vi phạm khác 0 bất kỳ trong giải pháp đều chỉ ra rằng vấn đề là bất khả thi.
Các hình phạt khác có thể được áp dụng để mang lại quan hệ ưu tiên cho sự ép buộc các loại ràng buộc khác nhau. Các ràng buộc với hệ số phạt lớn hơn có mức ưu tiên lớn hơn so với các ràng buộc có hệ sộ phạt nhỏ hơn. Các ràng buộc chung cần được ưu tiên bởi sự chỉ rõ hệ số phạt khác nhau cho bản thân các ràng buộc.
RÀNG BUỘC CỦA PHẦN MỀM LẬP LỊCH
(Ban hành kèm theo Quy trình số: 55/ĐTĐL-TTĐL ngày 20 tháng 5 năm 2011)
1. Ràng buộc lưới điện
a) Ràng buộc cân bằng công suất vùng
Các ràng buộc cân bằng công suất vùng được thể hiện bằng tập hợp các đẳng thức tuyến tính như sau:
Trong đó:
- From(z): từ vùng cuối của đường truyền tl.
- To(z): đến vùng cuối của đường truyền tl.
- TieLineFlow(tl,t): trào lưu công suất trên đường truyền tl trong khoảng thời gian điều độ thị trường t.
- PG(z,t): tổng MW phát ở vùng z trong khoảng thời gian điều độ thị trường t.
- PD(z,t): tổng MW nhu cầu phụ tải ở vùng z trong khoảng thời gian điều độ thị trường t.
PG(z,t) bao gồm các bản chào mua và tổn thất truyền tải.
b) Ràng buộc trào lưu truyền tải
Chú ý rằng, mỗi đường truyền được định nghĩa một hướng xác định. Có nghĩa là đối với một đường dây liên kết giữa hai vùng (A, B) phải định nghĩa hai đường truyền (A-B và B-A).
Trào lưu công suất bị ràng buộc bởi giới hạn khả năng tải của đường truyền.
Trong đó:
- TieLineFlow(tl,t): trào lưu MW trên đường truyền tl, trong khoảng thời gian điều độ thị trường t.
- TieLineFlowMax(tl,t): giới hạn khả năng tải của đường truyền tl, trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, đơn vị MW.
c) Ràng buộc tổn thất truyền tải
Trong phương pháp tính toán tổn thất dựa trên mô hình tuyến tính từng phần riêng biệt, tổn thất được xem như một phụ tải tương đương ở vùng nhận cuối trên đường truyền.
Bằng sử dụng mô hình tuyến tính từng phần, tổn thất có thể được thể hiện chi tiết hơn trong quan hệ của trào lưu trên từng đoạn với các hệ số tổn thất tương ứng:
Trong đó:
- SegTieLineFlow(tl,tlseg,t): tổn thất của từng đoạn tlseg trên đường truyền tl trong khoảng thời gian điều độ thị trường t.
- TieLossFactor(tl,tlseg,t): hệ số tổn thất của từng đoạn tlseg trên đường truyền tl trong khoảng thời gian điều độ thị trường t.
Sau đó các tổn thất được mô phỏng như một phụ tải tương đương ở vùng nhận cuối. Tổn thất tương đương ở vùng z được biểu diễn ở phương trình 8.
2. Ràng buộc tổ máy
Phần này mô tả mô hình tổ máy, gồm giới hạn công suất, giới hạn tăng giảm tải…
a) Ràng buộc bản chào bán
Tổng năng lượng của các phần bản chào bán đã được khớp giá cho các tổ máy có thể điều độ được định nghĩa trong phương trình 9.
Trong đó:
- Ugen(u,t): MW phát của tổ máy u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t.
Tổng công suất được khớp giá cho mỗi thành phần bản chào bán là một biến tối ưu. Biến này bị ràng buộc như sau:
Trong đó:
- EnergyBandOfferedMW(u,seg,t): giới hạn từng phần bản chào bán cho mỗi phần seg của tổ máy u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, đơn vị MW.
b) Ràng buộc tốc độ tăng giảm tải
Sự chênh lệch MW đầu ra của một tổ máy giữa hai khoảng thời gian điều độ liền nhau được giới hạn bởi giá trị lớn nhất của giới hạn tăng giảm tải của tổ máy. Ràng buộc giới hạn tăng giảm tải này được thể hiện bằng phương trình 11 và 12.
Trong đó:
- UpRampRate(u,t): giới hạn tốc độ tăng giảm tải cho tổ máy u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, đơn vị MW/h.
Chú ý: các giá trị MW ban đầu cho khoảng thời gian điều độ thị trường đầu tiên đạt được từ kết của khoảng thời gian điều độ thị trường cuối cùng của thị trường ngày trước.
c) Ràng buộc về giới hạn công suất tổ máy
Khi đã được xếp lịch, MW đầu ra của tổ máy bị ràng buộc bởi giới hạn lớn nhất và nhỏ nhất theo điều kiện kinh tế của tổ máy, như định nghĩa ở phương trình 13 và 14.
Trong đó:
- EcoMin(u,t): giới hạn nhỏ nhất theo điều kiện kinh tế của tổ máy u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t.
- EcoMax(u,t): giới hạn lớn nhất theo điều kiện kinh tế của tổ máy u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t.
- SpinMax(u,t): giới hạn lớn nhất của dự phòng quay của tổ máy u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t.
- USpin(u,t): điều độ dự phòng quay của tổ máy u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t.
d) Ràng buộc về giới hạn vùng hoạt động của tổ máy
Áp dụng quá trình tối ưu hóa thứ hai để xử lý các ràng buộc vùng cấm. Trong quá trình tối ưu hóa thứ nhất, kế hoạch thay đổi MW tối thiểu để chuyển MW đầu ra của tổ máy ra khỏi vùng cấm.
Theo đó, đưa vào các ràng buộc bổ sung trong quá trình này (chỉ cho quá trình thứ hai này) cho tất cả các tổ máy với vùng cấm để giữ MW đầu ra của chúng trong vùng vận hành, điều này đạt được nhờ áp dụng kế hoạch thay đổi MW nhỏ nhất.
Trong đó:
- OpZoneMin(u,t): giới hạn dưới của vùng vận hành tổ máy u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t.
- OpZoneMax(u,t): giới hạn trên của vùng vận hành tổ máy u trong khoảng thời gian điều độ thị trường t.
3. Ràng buộc dự phòng quay
Các tổ máy đang vận hành nhưng không đầy tải là có khả năng cung cấp
dự phòng quay. Để tìm nhu cầu dự phòng quay, tổng sự đóng góp của các tổ máy riêng biệt phải lớn hơn hoặc bằng nhu cầu xác định. Điều này được mô tả ở phương trình 23.
Trong đó:
- SpinResReq(z,t): đòi hỏi dự trữ quay trong vùng z trong khoảng thời gian điều độ thị trường t.
4. Ràng buộc chung
Các ràng buộc chung được sử dụng để định nghĩa các ràng buộc an ninh hệ thống khác nhau. Một ràng buộc chung chỉ ra sự kết hợp tuyến tính của: MW tổ máy, giao dịch vào/ra và trào lưu công suất phải nhỏ hơn hoặc bằng, lớn hơn hoặc bằng hoặc bằng giá trị xác định (gọi là giá trị RHS – giá trị bên tay phải).
Ví dụ về nhỏ hơn hoặc bằng được mô tả ở công thức sau:
Trong đó:
- TieLineFactor(gc,tl): hệ số của trào lưu trên đường truyền tl cho ràng buộc chung gc.
- UnitFactor(gc,u): hệ số công suất của tổ máy u cho ràng buộc chung gc.
- RHSLimit(gc,t): giới hạn RHS của ràng buộc chung gc trong khoảng thời gian điều độ thị trường t, đơn vị MW.
TRƯỜNG SỐ LIỆU CỦA PHẦN MỀM LẬP LỊCH HUY ĐỘNG TỔ MÁY
(Ban hành kèm theo Quy trình số: 55/ĐTĐL-TTĐL ngày 20 tháng 5 năm 2011)
1. Trường số liệu về phụ tải:
| Dữ liệu | Nội dung |
| Tên miền | Tên miền. Trong VCGM, đặt “North” cho miền Bắc, “Central” cho miền Trung và “South” cho miền Nam. |
| Chỉ số của dữ liệu | Chỉ số (dạng số) của phụ tải để nhận diện tên miền. Trong VCGM, đặt giá trị “1” cho miền Bắc (North), “2” cho miền Trung và “3” là miền Nam. |
| Khoảng thời gian | Khoảng thời gian tính bằng giờ trong chu kỳ tính toán. Giá trị này cung cấp giờ cuối cùng của chu kỳ. Dạng : YYYYMMDD HH24MI ví dụ: 2004-1115 0100 |
| Phụ tải | Phụ tải cố định tính bằng MW của miền trong chu kỳ. |
| Dự phòng quay | Yêu cầu dự phòng quay của miền trong chu kỳ. |
| Dự phòng quay trong trường hợp đặc biệt | Yêu cầu dự phòng nóng bởi miền trong chu kỳ. |
| Dự phòng quay | Cờ 0/1. Chỉ ra rằng nếu dữ liệu cần cho chương trình. |
2. Trường số liệu chung về nhà máy
| Dữ liệu | Nội dung |
| Tên công ty | Tên/nhận diện của công ty sở hữu tổ máy. Ví dụ: công ty1 |
| Tên nhà máy | Tên/nhận diện của nhà máy có tổ máy. Ví dụ: nhà máy 1. |
| Tên tổ máy | Tên/nhận diện của tổ máy ví dụ: G1 |
| Tên loại hình công nghệ | Tên/nhận diện của kiểu tổ máy ví dụ: hơi nước. |
| Tên nút mà các nhà máy kết nối vào | Kiểu giá nút: giá trị này được gán nút pNode mà tổ máy nối vào.Kiểu giá miền: Giá trị này được gán tên miền mà tổ máy nối vào. Trong VCGM, đặt tên theo từng miền. |
| Tên quốc gia | Tên của vùng. Trong VCGM, nên đặt là “VietNam”. |
| Tổ máy là thủy điện | Cờ: 0/1. Tổ máy là tổ máy thủy điện. |
| Tổ máy chỉ chạy theo giá | Cờ: 0/1. Điều này chỉ ra tổ máy có giá cơ sở. Trong VCGM, đặt cờ này bằng 1. |
| Tổ máy | Cờ 0/1. Điều này chỉ ra giá là giá phủ đỉnh. Chức năng này không bao hàm trong thị trường giao ngay VCGM. Trong VCGM, đặt cờ này bằng 0 |
| Số giờ ngừng máy tương đương | Giá trị này chỉ ra số giờ tổ máy vận hành (>0) hoặc số giờ ngừng máy (<0). Thông tin này được cung cấp trong file .INITMW. |
3. Trường số liệu về đặc tính kỹ thuật tổ máy
| Dữ liệu | Nội dung |
| Tên Công ty | Tên/nhận diện của công ty sở hữu tổ máy. Ví dụ: công ty1 |
| Tên nhà máy | Tên/nhận diện của nhà máy có tổ máy. Ví dụ: nhà máy 1. |
| Tên tổ máy | Tên/nhận diện của tổ máy ví dụ: G1 |
| Loại tổ máy | Tên/nhận diện của kiểu tổ máy ví dụ: hơi nước. |
| Thời gian khởi động không tải | Cờ: 0/1. Cờ này chỉ ra nếu chi phí cố định được áp dụng khi xây dựng đặc tính chi phí khởi động của tổ máy. Nếu cờ này bằng 1, chi phí không tải được áp dụng khi tổ máy vận hành, ở bất kỳ mức công suất nào. |
| Thời gian khởi động lạnh | Đây là thời gian “nóng đến lạnh”, tính bằng giờ, sử dụng để xác định chi phí khởi động khi khởi động tổ máy nhiệt điện, theo số giờ mà tổ máy dừng. |
| Thời gian khởi động ấm | Đây là thời gian “nóng đến ấm”, tính bằng giờ, sử dụng để xác định chi phí khởi động khi khởi động tổ máy nhiệt điện, theo số giờ mà tổ máy dừng. |
| Chi phí không tải | Sử dụng để xây dựng đặc tính chi phí nhiên liệu. Chi phí này là chi phí cố định, tính bằng KVND, áp dụng khi tổ máy vận hành, ở bất kỳ mức công suất nào. |
| Chi phí khởi động lạnh | Đây là chi phí khởi động lạnh, tính bằng KVND, áp dụng cho tổ máy khởi động khi số giờ tổ máy dừng lớn hơn hoặc bằng thời gian “nóng đến lạnh”. |
| Chi phí khởi động ấm | Đây là chi phí khởi động ấm, tính bằng KVND, áp dụng cho tổ máy khởi động khi số giờ tổ máy dừng lớn hơn hoặc bằng thời gian “nóng đến ấm” nhưng bé hơn thời gian từ “nóng đến lạnh”. |
| Chi phí khởi động nóng | Đây là chi phí khởi động nóng, tính bằng KVND, áp dụng cho tổ máy khởi động khi số giờ tổ máy dừng lớn hơn hoặc bằng thời gian “nóng đến ấm”. |
| Thời gian ngừng máy tối thiểu | Đây là ràng buộc tổ máy sử dụng trong chương trình. Đây là thời gian xuống máy tối thiểu, tính bằng giờ phải đạt được với mỗi tổ máy, khi dừng tổ máy. |
| Thời gian được huy động tối thiểu | Đây là ràng buộc tổ máy sử dụng trong chương trình. Đây là thời gian lên máy tối thiểu, tính bằng giờ phải đạt được với mỗi tổ máy, khi khởi động tổ máy. |
| Số lần khởi động nhiều nhất trong ngày | Đây là ràng buộc tổ máy sử dụng trong chương trình. Đây là số lần khởi động tối đa trong một ngày cho mỗi tổ máy. Trong VCGM, đặt giá trị này là 48 khi đó ràng buộc này không có tác dụng. |
| Số lần khởi động nhiều nhất trong chu kỳ tính toán | Đây là ràng buộc tổ máy sử dụng trong chương trình. Đây là số lần khởi động tối đa trong một case cho mỗi tổ máy. Trong VCGM, đặt giá trị này là 999 khi đó ràng buộc này không có tác dụng. |
| Giới hạn sản lượng trong ngày của nhà máy nhiệt điện | Đây là sản lượng tối đa, tính bằng MWh, mà tổ máy có thể phát được trong cả ngày. Trong VCGM, đặt giá trị này là 0 khi đó ràng buộc này không có tác dụng. |
| Dữ liệu | Nội dung |
| Giới hạn sản lượng trong chu kỳ tính toán của nhà máy nhiệt điện | Đây là sản lượng tối đa, tính bằng MWh, mà tổ máy có thể phát được trong cả chu kỳ tính toán. Trong VCGM, đặt giá trị này là 0 khi đó ràng buộc này không có tác dụng. |
| Tổ máy huy động dựa trên giá | Cờ: 0/1. Điều này nghĩa là kế hoạch huy động dựa trên giá. Trong VCGM, đặt bằng 1 |
| Đặc tính chi phí tổ máy dưới dạng bậc thang | Cờ 0/1: 1 nếu đặc tính chi phí của tổ máy dạng bậc thang ( không phải là đặc tính trơn). Trong trường hợp này chương trình sẽ chuyển đặc tính từ không trơn thành trơn. Trong một thị trường điện chuẩn chức năng này không được sử dụng. Trong VCGM, đặt giá trị này bằng 0. |
| Giới hạn tốc độ tăng/giảm tải | Tốc độ tăng tải lớn nhất của tổ máy, tính bằng [MW/giờ] sử dụng trong quá trình điều độ. |
| Giới hạn tốc độ tăng tải | Tốc độ khởi động lớn nhất của tổ máy, tính bằng [MW/giờ] |
| Giới hạn tốc độ giảm tải | Tốc độ dừng máy lớn nhất của tổ máy, tính bằng [MW/giờ] |
4. Cập nhật trạng thái tổ máy
| Dữ liệu | Nội dung |
| Tên công ty | Tên/nhận diện của công ty sở hữu tổ máy. Ví dụ: công ty1 |
| Tên nhà máy | Tên/nhận diện của nhà máy có tổ máy. Ví dụ: nhà máy 1. |
| Tên tổ máy | Tên/nhận diện của tổ máy ví dụ: G1 |
| Loại hình tổ máy | Tên/nhận diện của kiểu tổ máy ví dụ: hơi nước. |
| Chu kỳ tính toán | Khoảng thời gian tính bằng giờ trong chu kỳ tính toán. Gía trị này cung cấp giờ cuối cùng của chu kỳ. Dạng : YYYYMMDD HH24MI ví dụ: 2004- 1115 0100 |
| Công suất lớn nhất | Điều độ dự phòng nóng lớn nhất tính bằng MW. Kiểu dự phòng nóng là không bao hàm trong thị trường điện VCGM. Trong VCGM, đặt giá trị này bằng SPINMAX |
| Công suất dự phòng lớn nhất | Điều độ vận hành lớn nhất (khả năng tải liên tục) tính bằng MW. |
| Công suất kinh tế lớn nhất | Mức tải điều độ theo kinh tế lớn nhất, tính băng MW |
| Công suất kinh tế nhỏ nhất | Mức tải điều độ theo kinh tế tối thiểu, tính bằng MW .Với tổ máy thủy điện, giá trị này đặt bằng 0. |
| Trạng thái tổ máy huy động “phải phát” | Cờ: 0/1: nếu tổ máy phải chạy trong chi kỳ này. |
| Trạng thái tổ máy huy động kinh tế | Cờ: 0/1: nếu tổ máy có thể huy động hoặc không (tùy vào các điều kiện thị trường) |
| Trạng thái tổ máy dự phòng nóng | Cờ: 0/1: nếu tổ máy tính vào dự phòng nóng hoặc không. Kiểu dự phòng nóng không bao hàm trong thị trường điện VCGM. Trong VCGM, đặt giá trị này bằng 0 |
5. Dữ liệu về bản chào giá tổ máy
| Dữ liệu | Nội dung |
| Chuỗi dữ liệu | Giá trị này xác định cho mỗi tổ máy khác nhau (MW, khoảng) |
| Tên công ty | Tên/nhận diện của công ty sở hữu tổ máy. Ví dụ: công ty1 |
| Tên nhà máy | Tên/nhận diện của nhà máy có tổ máy. Ví dụ: nhà máy 1. |
| Tên tổ máy | Tên/nhận diện của tổ máy ví dụ: G1 |
| Loại hình tổ máy | Tên/nhận diện của kiểu tổ máy ví dụ: hơi nước. |
| Ngày áp dụng | Chỉ số ngày của bản chào Dạng :YYYY-MM-DD Ví dụ 2004-11-05 |
| Dải công suất | Dải MW tương ứng với đoạn SEGMENT_ID |
| Dải giá chào bán công suất | Giá ứng với BAND_ MW |
| Dải giá chào dành riêng cho vùng | Cờ 0/1. Chỉ ra bản chào là chào đỉnh. Đặc điểm |
| công suất đỉnh | này không bao hàm trong thị trường điện VCGM.Trong VCGM đặt 0 |
| Giá chào biến đổi nhảy cấp | Cờ 0/1. Để sử dụng các dải chào theo từng cấp (không phải là đường trơn). Trong VCGM đặt bằng 1. |
MẪU BẢN CHÀO
(Ban hành kèm theo Quy trình số: 55/ĐTĐL-TTĐL ngày 20 tháng 5 năm 2011)
| Giờ | Ngày | Tháng | Năm | (Tên NMĐ) | (Tên tổ máy điện) | (Nhiên liệu) | Ngày | Tháng | Năm | (Tên NMĐ) | (Tên tổ máy điện) | (Nhiên liệu) | ||||||
|
|
|
| Giá chào (VNĐ/kwh) |
|
|
| Giá chào (VNĐ/kwh) | |||||||||||
| Khoảng công suất chào, MW | Mức giá 1 | Mức giá 2 | Mức giá 3 | Mức giá 4 | Mức giá 5 | Khoảng công suất chào, MW | Mức giá 1 | Mức giá 2 | Mức giá 3 | Mức giá 4 | Mức giá 5 | |||||||
| Pmin | Công suất công bố | Ngưỡng công suất tương ứng | Pmin | Công suất công bố | Ngưỡng công suất tương ứng | |||||||||||||
| 1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||
| 2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||
| 3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||
| .. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||
| .. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||
| .. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||
| .. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||
| .. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||
| 22 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||
| 23 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||
| 24 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||
| Tốc độ tăng giảm công suất tối đa: | Tốc độ tăng giảm công suất tối đa: | |||||||||||||||||
Thời gian ngừng (Nóng/Ấm/Lạnh):
Thời gian khởi động (Nóng/Ấm/Lạnh): Tình hình cung cấp nhiên liệu:
MẪU BẢNG KÊ THANH TOÁN NGÀY
(Ban hành kèm theo Quy trình số: 55/ĐTĐL-TTĐL ngày 20 tháng 5 năm 2011)
1. Tên Công ty phát điện: ___________
2. Tên nhà máy điện: ___________
3. Ngày giao dịch ___________
BẢNG 1. BẢNG TỔNG HỢP CÁC KHOẢN THANH TOÁN HÀNG NGÀY
|
| Khoản thanh toán | Thành tiền VND |
| I | Thanh toán điện năng thị trường (= 1 + 2 + 3) |
|
| 1 | Khoản thanh toán tính theo giá điện năng thị trường |
|
| 2 | Khoản thanh toán tính theo giá chào |
|
| 3 | Khoản thanh toán cho phần sản lượng phát tăng thêm |
|
| II | Thanh toán công suất thị trường |
|
| III | Thanh toán dịch vụ dự phòng quay |
|
| IV | Thanh toán khác |
|
|
| Tổng cộng ( = I + II + III + IV) |
|
BẢNG 2. BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN TÍNH THEO GIÁ ĐIỆN NĂNG THỊ TRƯỜNG
| Chu kỳ giao dịch (giờ) | Sản lượng (MWh) | Giá điện năng thị trường (VNĐ/kWh) | Thành tiền (VNĐ) |
| 1 |
|
|
|
| 2 |
|
|
|
| …. |
|
|
|
| 24 |
|
|
|
| Tổng cộng |
|
|
|
BẢNG 3. BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN TÍNH THEO GIÁ CHÀO
| Chu kỳ giao dịch | (Tên nhà máy điện) | ||||||||
| (Tên tổ máy) | (Tên tổ máy) | (Tên tổ máy) | |||||||
| Dải công suất chào, MWh | Giá chào, VNĐ/kWh | Thành tiền, VNĐ | Dải công suất chào, MWh | Giá chào, VNĐ/kWh | Thành tiền, VNĐ | Dải công suất chào, MWh | Giá chào, VNĐ/kWh | Thành tiền, VNĐ | |
| 1 | ΔQ1 | P1 |
|
|
|
|
|
|
|
| ΔQ2 | P2 |
|
|
|
|
|
|
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
| …. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| 24 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| Tổng cộng |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
BẢNG 4. BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN CHO PHẦN SẢN LƯỢNG PHÁT TĂNG THÊM
| Chu kỳ giao dịch | Tên nhà máy điện | ||||||||
| Tên tổ máy | Tên tổ máy | Tên tổ máy | |||||||
| Sản lượng, MWh | Giá thanh toán, VNĐ/kWh | Thành tiền, VNĐ | Sản lượng, MWh | Giá thanh toán, VNĐ/kWh | Thành tiền, VNĐ | Sản lượng, MWh | Giá thanh toán, VNĐ/kWh | Thành tiền, VNĐ | |
| 1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| …. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| 24 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| Tổng cộng |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
BẢNG 5. BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN CÔNG SUẤT THỊ TRƯỜNG
| Chu kỳ giao dịch (giờ) | Lượng công suất thanh toán (MW) | Giá công suất thị trường (VNĐ/kW) | Thành tiền VNĐ |
| 1 |
|
|
|
| 2 |
|
|
|
| … |
|
|
|
| …. |
|
|
|
| 24 |
|
|
|
| Tổng cộng |
|
|
|
BẢNG 6. BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN DỊCH VỤ DỰ PHÒNG QUAY
| Chu kỳ giao dịch (giờ) | (Tên nhà máy điện) | |||||||||
| (Tên tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng quay) | (Tên tổ máy…….) | |||||||||
| Công suất dự phòng quay, MW | Chi phí cơ hội | Thành tiền, VNĐ | Công suất dự phòng quay, MW | Chi phí cơ hội | Thành tiền, VNĐ | |||||
| SMP VNĐ/kWh | Pb VNĐ/kWh | Oc VNĐ/KWh | SMP VNĐ/kWh | Pb VNĐ/kWh | Oc VNĐ/KWh | |||||
| 1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| 2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| …. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| 24 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| Tổng |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
MẪU BẢNG KÊ THANH TOÁN THÁNG
(Ban hành kèm theo Quy trình số: 55/ĐTĐL-TTĐL ngày 20 tháng 5 năm 2011)
1. Tên Công ty phát điện:
2. Tên nhà máy điện:
3. Chu kỳ thanh toán:
BẢNG 1. BẢNG TỔNG HỢP CÁC KHOẢN THANH TOÁN THÁNG
|
| Khoản thanh toán | Thành tiền VND |
| I | Thanh toán điện năng thị trường (= 1 + 2 + 3) |
|
| 1 | Khoản thanh toán tính theo giá điện năng thị trường |
|
| 2 | khoản thanh toán tính theo giá chào |
|
| 3 | Khoản thanh toán cho phần sản lượng phát tăng thêm |
|
| II | Thanh toán công suất thị trường |
|
| III | Thanh toán dịch vụ dự phòng quay |
|
| IV | Thanh toán khác |
|
|
| Tổng cộng ( = I + II + III + IV) |
|
BẢNG 2. BẢNG KÊ THANH TOÁN ĐIỆN NĂNG THỊ TRƯỜNG TRONG THÁNG
| Ngày giao dịch | Thanh toán điện năng thị trường, VNĐ | Tổng | ||
| Thanh toán tính theo giá SMP | Thanh toán tính theo giá chào | Thanh toán cho phần sản lượng phát tăng thêm | ||
| 1 |
|
|
|
|
| 2 |
|
|
|
|
| … |
|
|
|
|
| …. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| 30 |
|
|
|
|
| 31 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
BẢNG 3. BẢNG KÊ THANH TOÁN CÔNG SUẤT THỊ TRƯỜNG TRONG THÁNG
| Ngày giao dịch | Thanh toán công suất thị trường, VNĐ |
| 1 |
|
| 2 |
|
| … |
|
| … |
|
| …. |
|
|
|
|
| 30 |
|
| 31 |
|
| Tổng cộng |
|
BẢNG 4. BẢNG KÊ THANH TOÁN DỊCH VỤ DỰ PHÒNG QUAY TRONG THÁNG
| Ngày giao dịch | Thanh toán dịch vụ dự phòng quay, VNĐ |
| 1 |
|
| 2 |
|
| … |
|
| …. |
|
|
|
|
| 30 |
|
| 31 |
|
| Tổng cộng |
|
|
| Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện (Ký tên và đóng dấu) |
(Gửi kèm theo bảng kê thanh toán hoàn chỉnh cho từng ngày giao dịch trong tháng)
DỮ LIỆU PHỤC VỤ TÍNH TOÁN THANH TOÁN
(Ban hành kèm theo Quy trình số: 55/ĐTĐL-TTĐL ngày 20 tháng 5 năm 2011)
| Số liệu | Ký hiệu | Đơn vị cung cấp |
| Điện năng đo đếm trong chu kỳ giao dịch i của ngày D, kWh | Qmqd ,i | MDMSP |
| Giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dich i của ngày D, VND/kWh. | SMPd ,i | SMO |
| Giá công suất thị trường CAN trong chu kỳ giao dich i của ngày D, VND/kWh | CANd ,i | |
| Tổng lượng công suất được trả CAN của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i của ngày D thuộc chu kỳ thanh toán, kWh |
| |
| Công suất lập lịch cung cấp dự phòng quay của tổ máy g trong chu kỳ giao dich i của ngày D thuộc chu kỳ thanh toán, kWh |
| |
| Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của tổ máy g trong chu kỳ giao dich i của ngày D thuộc chu kỳ thanh toán, kWh |
| |
| Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i của ngày giao dịch D thuộc chu kỳ thanh toán, kWh. | Qbpd ,i | |
| Sản lượng điện năng phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i của ngày giao dịch D, kWh |
| |
| Giá thanh toán cho tổ máy g phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i của ngày giao dịch D, VND/kWh. |
| |
| Giá chào của nhà máy điện năng trong chu kỳ giao dịch i của ngày giao dịch D, VND/kWh. | Pbd,i | |
| Các khoản thanh toán khác, VND |
|
- 1 Quyết định 23/QĐ-ĐTĐL năm 2012 về Quy trình lập lịch huy động tổ máy, vận hành thời gian thực và tính toán thanh toán sau vận hành do Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực ban hành
- 2 Quyết định 23/QĐ-ĐTĐL năm 2012 về Quy trình lập lịch huy động tổ máy, vận hành thời gian thực và tính toán thanh toán sau vận hành do Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực ban hành
- 1 Quyết định 24/QĐ-ĐTĐL năm 2014 về quy trình tối ưu sử dụng nguồn nhiên liệu khí phục vụ công tác lập lịch huy động ngày tới do Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực ban hành
- 2 Nghị định 68/2010/NĐ-CP quy định về xử phạt vi phạm pháp luật trong lĩnh vực điện lực
- 3 Thông tư 18/2010/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ Công thương ban hành
- 4 Thông tư 12/2010/TT-BCT quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công thương ban hành
- 5 Thông tư 27/2009/TT-BCT quy định đo đếm điện năng trong thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ Công thương ban hành
- 6 Quyết định 153/2008/QĐ-TTg về chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Cục Điều tiết điện lực thuộc Bộ Công thương do Thủ tướng Chính phủ ban hành
- 7 Nghị định 189/2007/NĐ-CP quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công thương
- 8 Luật Điện Lực 2004
- 1 Quyết định 23/QĐ-ĐTĐL năm 2012 về Quy trình lập lịch huy động tổ máy, vận hành thời gian thực và tính toán thanh toán sau vận hành do Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực ban hành
- 2 Quyết định 24/QĐ-ĐTĐL năm 2014 về quy trình tối ưu sử dụng nguồn nhiên liệu khí phục vụ công tác lập lịch huy động ngày tới do Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực ban hành