Chương 4 Thông tư 18/2010/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ Công thương ban hành
KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Mục 1. KẾ HOẠCH VẬN HÀNH NĂM TỚI
Điều 17. Kế hoạch vận hành năm tới
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành năm tới, bao gồm các nội dung sau:
a) Lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất;
b) Tính toán giá công suất thị trường;
d) Tính toán giới hạn giá bản chào của tổ máy nhiệt điện;
đ) Xác định giá trần thị trường;
e) Chủ trì, phối hợp với Đơn vị mua buôn duy nhất tính toán sản lượng kế hoạch, sản lượng hợp đồng năm và phân bổ sản lượng hợp đồng năm vào các tháng trong năm của các đơn vị phát điện giao dịch trực tiếp.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để tính toán các nội dung quy định tại khoản 1 Điều này. Giá bản chào sử dụng trong mô phỏng thị trường của các tổ máy nhiệt điện bằng giá trần bản chào xác định tại
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm trình Tập đoàn điện lực Việt Nam thẩm định và trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt kế hoạch vận hành năm tới theo thời gian biểu thị trường quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này. Hồ sơ trình bao gồm kết quả tính toán, các số liệu đầu vào và thuyết minh tính toán.
Điều 18. Phân loại các nhà máy thuỷ điện
1. Các nhà máy thuỷ điện trong thị trường điện được phân loại cụ thể như sau:
a) Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;
b) Nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang;
2. 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.
3. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm lập danh sách các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu để Bộ Công Thương trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
Điều 19. Dự báo phụ tải cho lập kế hoạch vận hành năm tới
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm dự báo phụ tải để phục vụ lập kế hoạch vận hành năm tới theo phương pháp quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành. Các số liệu dự báo phụ tải phục vụ lập kế hoạch vận hành năm tới bao gồm:
1. Tổng nhu cầu phụ tải hệ thống và phụ tải từng miền Bắc, Trung, Nam cho cả năm và từng tháng trong năm.
2. Biểu đồ phụ tải các ngày điển hình các miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống các tháng trong năm.
3. Công suất cực đại, cực tiểu của phụ tải hệ thống trong từng tháng.
Điều 20. Dịch vụ phụ trợ cho kế hoạch vận hành năm tới
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định nhu cầu các loại dịch vụ phụ trợ cho năm tới theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lựa chọn nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ và ký hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ với Đơn vị phát điện theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 21. Phân loại tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh năm tới
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân loại các tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh theo quy định tại Quy trình phân loại tổ máy và tính giá trần bản chào của nhà máy nhiệt điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định hệ số tải trung bình năm của các tổ máy phát điện.
3. Căn cứ hệ số tải trung bình năm từ kết quả mô phỏng, các tổ máy được phân loại thành ba (03) nhóm sau:
a) Nhóm tổ máy chạy nền bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình năm lớn hơn hoặc bằng 60%;
b) Nhóm tổ máy chạy lưng bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình năm lớn hơn 25% và nhỏ hơn 60%;
c) Nhóm tổ máy chạy đỉnh bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình năm nhỏ hơn hặc bằng 25%.
Điều 22. Xác định giới hạn giá chào của tổ máy nhiệt điện
1. Xác định giá trần của tổ máy nhiệt điện
Trong đó:
: giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện (đồng/kWh);
KKD: hệ số chi phí khởi động của tổ máy nhiệt điện. Đối với tổ máy nhiệt điện chạy nền KKD = 0; tổ máy nhiệt điện chạy lưng KKD = 5%; tổ máy nhiệt điện chạy đỉnh KKD = 25%;
f: hệ số chi phí phụ, được tính bằng tỷ lệ của tổng chi phí nhiên liệu phụ và chi phí vận hành bảo dưỡng biến đổi so với chi phí nhiên liệu chính;
PNL: giá nhiên liệu chính của tổ máy nhiệt điện (đồng/BTU);
: Suất hao nhiệt của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh).
c) Suất hao nhiệt của tổ máy điện được xác định bằng suất hao nhiệt được thống nhất trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp và được hiệu chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu suất.
Trường hợp tổ máy nhiệt điện không có số liệu suất hao nhiệt trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện, suất hao nhiệt của nhà máy điện đó được xác định bằng suất hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm theo công nghệ phát điện và công suất đặt. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán suất tiêu hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn.
Trường hợp không có số liệu suất hao nhiệt trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện và không có nhà máy điện chuẩn cùng nhóm phù hợp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán suất hao nhiệt căn cứ trên số liệu vận hành quá khứ do Đơn vị phát điện cung cấp.
d) Hệ số suy giảm hiệu suất của tổ máy nhiệt điện được xác định bằng hệ số suy giảm hiệu suất trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp.
Trường hợp nhà máy nhiệt điện không có số liệu hệ số suy giảm hiệu suất trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện, áp dụng hệ số suy giảm hiệu suất của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm với nhà máy điện đó do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định;
2. Giá sàn của các tổ máy nhiệt điện được quy định tại
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giới hạn chào giá đã được phê duyệt của các tổ máy nhiệt điện theo thời gian biểu thị trường tại Phụ lục 1 Thông tư này.
1. Giá trần bản chào của nhà máy điện BOT bằng giá thành phần điện năng trong hợp đồng mua bán điện của nhà máy BOT.
2. Giá sàn bản chào của nhà máy điện BOT bằng 1 đồng/kWh.
Điều 24. Lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất
1. Nhà máy điện mới tốt nhất cho năm N là nhà máy điện tham gia thị trường điện đáp ứng đủ các tiêu chí sau:
a) Bắt đầu vận hành thương mại và phát điện toàn bộ công suất đặt trong năm N-1;
b) Là nhà máy điện chạy nền, được phân loại theo tiêu chí tại
c) Sử dụng công nghệ nhiệt điện than hoặc tua-bin khí chu trình hỗn hợp;
d) Có chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 1 kWh là thấp nhất.
2. Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm lập danh sách các nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí tại điểm a và điểm c khoản 1 Điều này và cung cấp các số liệu hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện này cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để xác định Nhà máy điện mới tốt nhất. Các số liệu bao gồm:
a) Giá biến đổi cho năm N;
b) Giá cố định cho năm N;
c) Sản lượng điện năng thỏa thuận để tính giá hợp đồng.
3. Trong trường hợp không có nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại các điểm a, b và c khoản 1 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng nhà máy mới tốt nhất đã lựa chọn cho năm N-1 và yêu cầu Đơn vị mua buôn duy nhất cập nhật, cung cấp lại các số liệu quy định tại khoản 2 Điều này để tính toán cho năm N.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 1 kWh cho các nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại các điểm a, b và c khoản 1 Điều này theo công thức sau:
: chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 1 kWh trong năm N của nhà máy điện (đồng/kWh);
: giá cố định cho năm N theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác của nhà máy điện (đồng/kWh);
: giá biến đổi cho năm N theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác của nhà máy điện (đồng/kWh);
: sản lượng điện năng thỏa thuận để tính giá hợp đồng cho năm N của nhà máy điện (kWh);
: sản lượng điện năng dự kiến trong năm N của nhà máy điện xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh).
5. Nhà máy điện mới tốt nhất lựa chọn cho năm N là nhà máy điện có chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 1 kWh thấp nhất theo kết quả tính toán tại khoản 4 Điều này.
Điều 25. Nguyên tắc xác định giá công suất thị trường
1. Đảm bảo cho Nhà máy điện mới tốt nhất thu hồi đủ chi phí phát điện khi tham gia thị trường điện.
2. Không áp dụng giá công suất thị trường cho các giờ thấp điểm đêm, trong đó giờ thấp điểm đêm là các giờ tính từ 0 giờ 00 đến 4 giờ 00 và từ 22 giờ 00 đến 24 giờ 00.
3. Giá công suất thị trường tỷ lệ với phụ tải hệ thống dự báo cho chu kỳ giao dịch.
Điều 26. Trình tự xác định giá công suất thị trường
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định giá công suất thị trường theo trình tự sau:
1. Xác định chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy điện mới tốt nhất
a) Xác định doanh thu dự kiến trên thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N theo công thức sau:
Trong đó:
RTTĐ: doanh thu dự kiến qua giá điện năng thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);
i: chu kỳ giao dịch i trong năm N;
I: tổng số chu kỳ giao dịch trong năm N;
SMPi: giá điện năng thị trường dự kiến của chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định từ mô hình mô phỏng thị trường điện theo phương pháp lập lịch không ràng buộc (đồng/kWh);
: sản lượng dự kiến của Nhà máy điện mới tốt nhất tại chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh).
b) Xác định tổng chi phí phát điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất theo công thức sau:
Trong đó:
TCBNE: chi phí phát điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);
PBNE: chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 1 kWh của Nhà máy điện mới tốt nhất xác định tại
: sản lượng dự kiến của Nhà máy điện mới tốt nhất tại chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh);
i: chu kỳ giao dịch I trong năm N;
I: tổng số chu kỳ giao dịch trong năm N.
c) Chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy điện mới tốt nhất được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
AS: chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);
TCBNE: tổng chi phí phát điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N xác định tại điểm b Khoản này (đồng);
: doanh thu dự kiến qua giá điện năng thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N xác định tại điểm a Khoản này (đồng).
2. Xác định chi phí thiếu hụt tháng
Chi phí thiếu hụt tháng của Nhà máy điện mới tốt nhất được xác định bằng cách phân bổ chi phí thiếu hụt năm vào các tháng trong năm N theo công thức sau:
Trong đó:
t: tháng t trong năm N;
MS: chi phí thiếu hụt tháng t của Nhà máy điện mới tốt nhất (đồng);
AS: chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);
: công suất phụ tải đỉnh trong tháng t (MW).
3. Xác định giá công suất thị trường cho chu kỳ giao dịch
a) Xác định công suất khả dụng trung bình trong năm của Nhà máy điện mới tốt nhất theo công thức sau:
Trong đó:
QBNE: công suất khả dụng trung bình trong năm N của Nhà máy điện mới tốt nhất (kW);
I: tổng số chu kỳ giao dịch trong năm N, trừ các giờ thấp điểm đêm;
i: chu kỳ giao dịch trong đó Nhà máy điện mới tốt nhất dự kiến được huy động trừ các giờ thấp điểm đêm;
: công suất huy động dự kiến của Nhà máy điện mới tốt nhất trong chu kỳ giao dịch i của năm N theo mô hình mô phỏng thị trường điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kW).
b) Xác định giá công suất thị trường cho từng chu kỳ giao dịch trong năm tới theo công thức sau:
Trong đó:
I: tổng số chu kỳ giao dịch trong tháng t, trừ các giờ thấp điểm đêm;
i: chu kỳ giao dịch i trong tháng t, trừ các giờ thấp điểm đêm;
: giá công suất thị trường của chu kỳ giao dịch i (đồng/kW);
QBNE: công suất khả dụng trung bình trong năm N của Nhà máy điện mới tốt nhất (kW);
MS: chi phí thiếu hụt tháng t của Nhà máy điện mới tốt nhất (đồng);
: phụ tải hệ thống dự báo của chu kỳ giao dịch i theo biểu đồ phụ tải ngày điển hình dự báo của tháng t được quy định tại
: phụ tải cực tiểu hệ thống dự báo cho tháng t (MW).
Điều 27. Xác định sản lượng hợp đồng năm
Sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện được xác định trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới, bao gồm các bước sau:
1. Sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định sản lượng dự kiến của nhà máy điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc.
nếu
nếu
nếu
Trong đó:
: sản lượng kế hoạch năm N của nhà máy điện (kWh);
: sản lượng dự kiến năm N của nhà máy điện xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc được quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);
: sản lượng điện năng năm N của nhà máy điện thỏa thuận để tính giá hợp đồng mua bán điện (kWh);
a, b: hệ số hiệu chỉnh sản lượng năm, trong đó a = 0,9; b = 1,1.
3. Tính toán sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện theo công thức sau:
Trong đó:
Qc: sản lượng hợp đồng năm N (kWh);
: sản lượng kế hoạch năm N của nhà máy điện (kWh);
: tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng áp dụng cho năm N (%).
Điều 28. Xác định sản lượng hợp đồng tháng
Sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện được xác định trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới, bao gồm các bước sau:
1. Sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định sản lượng dự kiến từng tháng của nhà máy điện.
2. Xác định sản lượng hợp đồng tháng theo công thức sau:
Trong đó:
: sản lượng hợp đồng tháng t của nhà máy điện (kWh);
Qc : sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện (kWh);
: sản lượng dự kiến trong tháng t của nhà máy điện xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh).
Điều 29. Trách nhiệm xác định và ký kết sản lượng hợp đồng năm và tháng
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm:
a) Tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng của các đơn vị phát điện theo quy định tại
b) Gửi kết quả tính toán sản lượng hợp đồng cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch để kiểm tra;
2. Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm:
a) Cung cấp các số liệu cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng;
b) Kiểm tra và phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để xử lý các sai lệch trong kết quả tính toán;
c) Bổ sung phụ lục về sản lượng hợp đồng năm, tháng vào hợp đồng mua bán điện dạng sai khác theo kết quả tính toán.
Điều 30. Xác định giá trần thị trường
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các phương án giá trần thị trường, bao gồm mức giá trần thị trường, giá phát điện bình quân dự kiến cho năm N và mức độ thay đổi của giá phát điện bình quân dự kiến so với năm N-1. Số phương án giá trần thị trường tối thiểu là ba (03) phương án.
2. Giá trần thị trường cho năm N không vượt quá 115% mức giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện chạy lưng đắt nhất.
3. Giá phát điện bình quân hàng năm được tính toán theo công thức sau:
Trong đó:
j: nhà máy phát điện j của Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch;
J: tổng số nhà máy điện của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch;
PPDTB: giá phát điện bình quân toàn hệ thống trong năm N (đồng/kWh);
: giá thị trường toàn phần bình quân năm N quy định tại khoản 4 Điều này (đồng/kWh);
: tổng sản lượng điện năng năm N của toàn hệ thống (kWh);
: tổng sản lượng điện năng năm N của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch (kWh);
: tổng sản lượng điện năng trong hợp đồng mua bán điện dạng sai khác năm N nhà máy điện j (kWh);
: giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác năm N của nhà máy điện j (kWh);
: tổng chi phí mua điện từ các nhà máy điện BOT năm N (đồng);
: tổng chi phí mua điện từ các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong năm N (đồng);
CDVPT: tổng chi phí mua dịch vụ phụ trợ trong năm N (đồng).
4. Giá thị trường toàn phần bình quân được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
i: chu kỳ giao dịch i trong năm N;
I: tổng chu kỳ giao dịch trong năm N;
: giá thị trường toàn phần bình quân năm N (đồng/kWh);
: sản lượng dự kiến phát vào thị trường của tất cả các nhà máy phát điện tham gia thị trường trong chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường có ràng buộc truyền tải (kWh);
: giá điện năng thị trường dự kiến của chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường điện không ràng buộc truyền tải (đồng/kWh);
: giá công suất thị trường của chu kỳ giao dịch i (đồng/kW).
Mục 2. KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THÁNG TỚI
Điều 31. Dự báo phụ tải cho lập kế hoạch vận hành tháng tới
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm dự báo phụ tải để phục vụ lập kế hoạch vận hành tháng tới theo phương pháp quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành. Các số liệu dự báo phụ tải phục vụ lập kế hoạch vận hành tháng tới bao gồm:
1. Tổng nhu cầu phụ tải hệ thống và phụ tải từng miền Bắc, Trung, Nam cho cả tháng và từng tuần trong tháng.
2. Biểu đồ phụ tải các ngày điển hình các miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống cho các tuần trong tháng.
Điều 32. Tính toán giá trị nước
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán giá trị nước cho các tuần trong tháng tới. Kết quả tính toán giá trị nước được sử dụng để lập kế hoạch vận hành tháng tới bao gồm:
1. Sản lượng dự kiến của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu.
2. Giá trị nước của nhà máy thuỷ điện trong nhóm thủy điện bậc thang.
4. Mức nước giới hạn các tuần trong tháng của các hồ chứa thủy điện.
Điều 33. Phân loại tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh tháng tới
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân loại các tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh trong tháng tới theo Quy trình phân loại tổ máy và tính giá trần bản chào hàng tháng của nhà máy nhiệt điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định hệ số tải trung bình tháng của các tổ máy phát điện trong tháng tới.
3. Căn cứ hệ số tải trung bình tháng từ kết quả mô phỏng, các tổ máy được phân loại thành ba (03) nhóm sau:
a) Nhóm tổ máy chạy nền bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng lớn hơn hoặc bằng 70%;
b) Nhóm tổ máy chạy lưng bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng lớn hơn 25% và nhỏ hơn 70%;
c) Nhóm tổ máy chạy đỉnh bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng nhỏ hơn hặc bằng 25%.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng tới theo thời gian biểu thị trường quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định sản lượng hợp đồng giờ trong tháng tới cho nhà máy điện theo các bước sau:
1. Sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định sản lượng dự kiến từng giờ trong tháng của nhà máy điện.
2. 1Xác định sản lượng hợp đồng giờ theo công thức sau:
Trong đó:
i: chu kỳ giao dịch thứ i trong tháng;
I: tổng số chu kỳ trong tháng;
: sản lượng hợp đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: sản lượng dự kiến phát của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh);
: sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện được xác định theo
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi kết quả tính toán sản lượng hợp đồng giờ cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch theo thời gian biểu thị trường điện quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.
4. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận sản lượng hợp đồng giờ theo kết quả tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Mục 3. KẾ HOẠCH VẬN HÀNH TUẦN TỚI
Điều 36. Giá trị nước tuần tới
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật số liệu dự báo phụ tải, thuỷ văn và các số liệu có liên quan để tính toán giá trị nước tuần tới.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật thông tin, tính toán lại giá trị nước cho tuần tới và công bố các kết quả sau:
a) Giá trị nước và sản lượng dự kiến hàng giờ của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;
b) Giá trị nước của các nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang;
d) Mức nước giới hạn tuần của các hồ chứa thủy điện.
Giới hạn giá chào của nhà máy thủy điện được xác định căn cứ theo giá trị nước tuần tới của nhà máy đó được công bố theo quy định tại
1. Trường hợp giá trị nước lớn hơn 0 đồng/kWh:
a) Giá trần của nhà máy thuỷ điện bằng 110% giá trị nước;
b) Giá sàn của nhà máy thuỷ điện bằng 80% giá trị nước.
2. 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.
Thông tư 18/2010/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ Công thương ban hành
- Số hiệu: 18/2010/TT-BCT
- Loại văn bản: Thông tư
- Ngày ban hành: 10/05/2010
- Nơi ban hành: Quốc hội
- Người ký: Đỗ Hữu Hào
- Ngày công báo: Đang cập nhật
- Số công báo: Từ số 246 đến số 247
- Ngày hiệu lực: 25/06/2010
- Tình trạng hiệu lực: Kiểm tra
- Điều 4. Trách nhiệm tham gia thị trường điện
- Điều 5. Hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện
- Điều 6. Trình tự phê duyệt hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện
- Điều 7. Thông tin thành viên tham gia thị trường điện
- Điều 8. Đình chỉ và khôi phục quyền tham gia thị trường điện của nhà máy điện
- Điều 9. Chấm dứt tham gia thị trường điện
- Điều 10. Giới hạn giá chào
- Điều 11. Giá trị nước
- Điều 12. Giá thị trường toàn phần
- Điều 13. Giá điện năng thị trường
- Điều 14. Giá công suất thị trường
- Điều 15. Hợp đồng mua bán điện dạng sai khác
- Điều 16. Nguyên tắc thanh toán trong thị trường điện
- Điều 17. Kế hoạch vận hành năm tới
- Điều 18. Phân loại các nhà máy thuỷ điện
- Điều 19. Dự báo phụ tải cho lập kế hoạch vận hành năm tới
- Điều 20. Dịch vụ phụ trợ cho kế hoạch vận hành năm tới
- Điều 21. Phân loại tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh năm tới
- Điều 22. Xác định giới hạn giá chào của tổ máy nhiệt điện
- Điều 23. Giới hạn chào giá đối với các nhà máy điện BOT
- Điều 24. Lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất
- Điều 25. Nguyên tắc xác định giá công suất thị trường
- Điều 26. Trình tự xác định giá công suất thị trường
- Điều 27. Xác định sản lượng hợp đồng năm
- Điều 28. Xác định sản lượng hợp đồng tháng
- Điều 29. Trách nhiệm xác định và ký kết sản lượng hợp đồng năm và tháng
- Điều 30. Xác định giá trần thị trường
- Điều 31. Dự báo phụ tải cho lập kế hoạch vận hành tháng tới
- Điều 32. Tính toán giá trị nước
- Điều 33. Phân loại tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh tháng tới
- Điều 34. Điều chỉnh giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện
- Điều 35. Xác định sản lượng hợp đồng giờ
- Điều 38. Thông tin cho vận hành thị trường điện ngày tới
- Điều 39. Bản chào giá
- Điều 40. Chào giá nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang
- Điều 41. Chào giá nhà máy thuỷ điện khác và nhà máy điện BOT
- Điều 42. Nộp bản chào giá
- Điều 43. Kiểm tra tính hợp lệ của bản chào giá
- Điều 44. Bản chào giá lập lịch
- Điều 45. Số liệu sử dụng cho lập lịch huy động ngày tới
- Điều 46. Lập lịch huy động ngày tới
- Điều 47. Công bố lịch huy động ngày tới
- Điều 48. Hoà lưới tổ máy phát điện
- Điều 49. Biện pháp xử lý khi có cảnh báo thiếu công suất
- Điều 50. Dữ liệu lập lịch huy động giờ tới
- Điều 51. Điều chỉnh sản lượng công bố của Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu
- Điều 52. Lập lịch huy động giờ tới
- Điều 53. Công bố lịch huy động giờ tới
- Điều 54. Điều độ hệ thống điện thời gian thực
- Điều 55. Can thiệp vào thị trường điện
- Điều 56. Dừng thị trường điện
- Điều 57. Khôi phục thị trường điện
- Điều 58. Xử lý điện năng xuất khẩu trong lập lịch huy động
- Điều 59. Xử lý điện năng nhập khẩu trong lập lịch huy động
- Điều 60. Thanh toán cho lượng điện năng xuất khẩu và nhập khẩu
- Điều 63. Xác định giá điện năng thị trường
- Điều 64. Xác định công suất thanh toán
- Điều 65. Xác định giá điện năng thị trường và công suất thanh toán khi can thiệp vào thị trường điện
- Điều 66. Sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường điện
- Điều 67. Thanh toán điện năng thị trường
- Điều 68. Thanh toán công suất thị trường
- Điều 69. Khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác
- Điều 70. Thanh toán khi can thiệp vào thị trường điện
- Điều 71. Thanh toán khi dừng thị trường điện
- Điều 72. Thanh toán chi phí cơ hội cho dịch vụ dự phòng quay
- Điều 73. Thanh toán cho 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
- Điều 74. Thanh toán cho nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu
- Điều 75. Thanh toán khác
- Điều 76. Số liệu phục vụ tính toán thanh toán thị trường điện
- Điều 77. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho ngày giao dịch
- Điều 78. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán
- Điều 79. Hồ sơ thanh toán điện năng
- Điều 80. Hồ sơ thanh toán cho hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ
- Điều 81. Hiệu chỉnh hóa đơn
- Điều 82. Thanh toán
- Điều 83. Xử lý các sai sót trong thanh toán
- Điều 84. Phần mềm cho hoạt động của thị trường điện
- Điều 85. Yêu cầu đối với phần mềm cho hoạt động của thị trường điện
- Điều 86. Xây dựng và phát triển các phần mềm cho hoạt động của thị trường điện
- Điều 87. Kiểm toán phần mềm
- Điều 88. Cấu trúc hệ thống thông tin thị trường điện
- Điều 89. Quản lý và vận hành hệ thống thông tin thị trường điện
- Điều 90. Cung cấp và công bố thông tin thị trường điện
- Điều 91. Trách nhiệm đảm bảo tính chính xác của thông tin thị trường điện
- Điều 92. Bảo mật thông tin thị trường điện
- Điều 93. Các trường hợp miễn trừ bảo mật thông tin
- Điều 94. Lưu trữ thông tin thị trường điện
- Điều 95. Công bố thông tin vận hành thị trường điện
- Điều 96. Chế độ báo cáo vận hành thị trường điện
- Điều 97. Kiểm toán số liệu và tuân thủ trong thị trường điện
- Điều 98. Trình tự giải quyết tranh chấp trong thị trường điện
- Điều 99. Trách nhiệm của các bên trong quá trình hoà giải
- Điều 100. Thông báo tranh chấp và chuẩn bị đàm phán
- Điều 101. Tổ chức hòa giải
- Điều 102. Biên bản hoà giải
- Điều 103. Giải quyết tranh chấp tại Cục Điều tiết điện lực