Mục 1 Chương 4 Thông tư 18/2010/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ Công thương ban hành

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:

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 khoản 1 Điều 22 Thông tư này, của các tổ máy thủy điện bằng giá trị nước tính toán cho năm tới.

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.

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

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.

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.

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.

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:

1. Xác định giá trần của tổ máy nhiệt điện

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

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.

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:

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:

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.

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.

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

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

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.

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

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 (%).

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).

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

2. Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm:

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).