THÔNG TƯ
Sửa đổi, bổ sung một số điều của 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
_________________________
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; Nghị định số 44/2011/NĐ-CP ngày 14 tháng 6 năm 2011 của Chính phủ sửa đổi, bổ sung Điều 3 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 Luật Điện lực ngày 03 tháng 12 năm 2004;
Căn cứ Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 của Thủ tướng Chính phủ về việc phê duyệt lộ trình, các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam;
Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 18/2010/TT-BCT ngày 10 tháng 5 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh như sau:
Điều 1. Sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 18/2010/TT-BCT ngày 10 tháng 5 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh (sau đây viết tắt là Thông tư số 18/2010/TT- BCT) như sau:
1. Sửa đổi khoản 33, khoản 51, khoản 56, khoản 63; bổ sung khoản 72a, khoản 72b Điều 3 như sau:
“Điều 3. Giải thích từ ngữ
33. Hệ số tải trung bình năm hoặc tháng là tỷ lệ giữa tổng sản lượng điện năng phát trong một năm hoặc một tháng và tích của tổng công suất đặt với tổng số giờ tính toán hệ số tải năm hoặc tháng.
51. Nhà máy điện BOT là nhà máy điện được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao thông qua hợp đồng giữa nhà đầu tư và cơ quan nhà nước có thẩm quyền.
56. Phụ tải hệ thống là tổng sản lượng điện năng của toàn hệ thống điện tính quy đổi về đầu cực các tổ máy phát điện và sản lượng điện năng nhập khẩu trong một chu kỳ giao dịch trừ đi sản lượng của các tổ máy điện có công suất nhỏ hơn 30MW.
63. Suất hao nhiệt là lượng nhiệt năng tiêu hao của tổ máy hoặc nhà máy điện để sản xuất ra một đơn vị điện năng khi vận hành ở chế độ tải bình quân, được xác định cho từng loại công nghệ nhiệt điện.”
“72a. Tổng số giờ tính toán hệ số tải năm là tổng số giờ của cả năm N đối với các tổ máy đã vào vận hành thương mại từ năm N-1 trở về trước hoặc là tổng số giờ tính từ thời điểm vận hành thương mại của tổ máy đến hết năm đối với các tổ máy đưa vào vận hành thương mại trong năm N, trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế hoạch đã được phê duyệt trong năm N.
72b. Tổng số giờ tính toán hệ số tải tháng là tổng số giờ của cả tháng M đối với các tổ máy đã vào vận hành thương mại từ tháng M-1 trở về trước hoặc là tổng số giờ tính từ thời điểm vận hành thương mại của tổ máy đến hết tháng đối với các tổ máy đưa vào vận hành trong tháng M, trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế hoạch đã được phê duyệt trong tháng M.”
2. Bãi bỏ khoản 73, khoản 74 và khoản 75 Điều 3.
3. Sửa đổi điểm c khoản 1 Điều 17 như sau:
“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:
c) Tính toán giá trị nước và mức nước tối ưu của các hồ chứa thủy điện;”
4. Sửa đổi điểm c khoản 1 Điều 18 như sau:
“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:
c) Nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết trên một tuần và các nhà
máy thuỷ điện có hồ chứa dưới một tuần.”
5. Sửa đổi điểm a, điểm b và điểm đ khoản 1 Điều 22 như sau:
“Điều 22. Xác định giới hạn giá chào của tổ máy nhiệt điện
1. Xác định giá trần của tổ máy nhiệt điện
a) Giá trần bản chào giá của tổ máy nhiệt điện được xác định theo công thức sau:
Ptr = (1 + f + KDC) x PNL x HR
Trong đó:
Ptr : Giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện (đồng/kWh);
f: Hệ số chi phí phụ, được tính bằng tỷ lệ của tổng các chi phí khởi động, chi phí nhiên liệu - vật liệu phụ và chi phí vận hành bảo dưỡng biến đổi cho phát điện so với chi phí nhiên liệu chính;
KDC: Hệ số điều chỉnh giá trần theo kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện. Đối với tổ máy nhiệt điện chạy nền KDC = 0; tổ máy nhiệt điện chạy lưng KDC = 5%; tổ máy nhiệt điện chạy đỉnh KDC = 20%;
PNL: Giá nhiên liệu chính của tổ máy nhiệt điện;
HR: Suất hao nhiệt của tổ máy nhiệt điện.
b) Giá nhiên liệu dùng để tính giá trần bản chào là mức giá nhiên liệu dự kiến cho năm N do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Giá nhiên liệu năm N là giá nhiên liệu do cơ quan nhà nước có thẩm quyền công bố cho năm N, trong trường hợp không có thì giá nhiên liệu của năm N được tính bằng trung bình của giá nhiên liệu thực tế đã sử dụng cho thanh toán của 12 tháng gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch vận hành năm N.
đ) Hệ số chi phí phụ (hệ số f) của tổ máy nhiệt điện được Đơn vị mua buôn duy nhất xác định căn cứ trên số liệu trong hợp đồng mua bán điện hoặc hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Trường hợp hệ số chi phí phụ của tổ máy nhiệt điện không có trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện thì hệ số chi phí phụ của tổ máy nhiệt điện đó được xác định theo Thông tư số 41/2010/TT-BCT ngày 14 tháng 12 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện; trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành khung giá phát điện và phê duyệt hợp đồng mua bán điện.”
6. Sửa đổi Điều 23 như sau:
“Điều 23. Giới hạn chào giá đối với các nhà máy điện BOT
1. Trường hợp nhà máy điện BOT là nhà máy nhiệt điện:
a) Giá trần bản chào bằng giá thành phần điện năng trong hợp đồng mua bán điện của nhà máy BOT khi vận hành ở mức tải 100% và tại các điều kiện nhiệt độ tham chiếu;
b) Giá sàn bản chào bằng 1 đồng/kWh.
2. Trường hợp nhà máy điện BOT là nhà máy thuỷ điện, giới hạn giá chào của nhà máy được quy định tại khoản 13 Điều 1 Thông tư này.”
7. Sửa đổi khoản 2 Điều 27 như sau:
“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:
2. Tính toán sản lượng kế hoạch năm của nhà máy điện theo công thức sau:
|
AGO = EGO
|
nếu
|
a x GO ≤ EGO ≤ b x GO
|
|
AGO = a x GO
|
nếu
|
EGO < a x GO
|
|
AGO = b x GO
|
nếu
|
EGO > b x GO
|
Trong đó:
AGO : Sản lượng kế hoạch năm N của nhà máy điện (kWh);
EGO : Sản lượng dự kiến năm N của nhà máy điện xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc được quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);
GO: Sản lượng điện năng phát bình quân nhiều năm của nhà máy điện được quy định trong hợp đồng mua bán điện (kWh). Trong trường hợp chưa có số liệu về sản lượng điện năng phát bình quân nhiều năm, sản lượng này được xác định từ kế hoạch vận hành hệ thống điện năm trên cơ sở tối ưu thủy nhiệt điện căn cứ theo giá phát điện quy định trong hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện.”
8. Sửa đổi khoản 3 Điều 32 như sau:
“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:
3. Giá trị nước của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết trên một tuần.”
9. Sửa đổi khoản 1 Điều 34 như sau:
“Điều 34. Điều chỉnh giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và điều chỉnh giá trần bản chào các tổ máy nhiệt điện trong tháng tới theo phương pháp quy định tại Điều 22 Thông tư số 18/2010/TT-BCT; quy định tại khoản 5 Điều 1 Thông tư này và căn cứ theo:
a) Giá nhiên liệu của các nhà máy nhiệt điện trong tháng tới.
Giá nhiên liệu tháng tới là giá nhiên liệu của tháng tới đã được cơ quan có thẩm quyền công bố. Trong trường hợp không có số liệu về giá nhiên liệu được cơ quan có thẩm quyền công bố, giá nhiên liệu tháng tới là giá nhiên liệu theo hồ sơ thanh toán của tháng gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch tháng tới. Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm cập nhật các thông tin về giá nhiên liệu của các nhà máy nhiệt điện trong tháng tới và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
b) Kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện cho tháng tới theo quy định tại Điều 33 Thông tư số 18/2010/TT-BCT.”
10. Bổ sung Điều 34a sau Điều 34 như sau:
“Điều 34a. Điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng
1. Sản lượng hợp đồng tháng được phép điều chỉnh trong trường hợp lịch bảo dưỡng sửa chữa của nhà máy tháng M bị thay đổi so với kế hoạch vận hành năm theo yêu cầu Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện, không phải do các nguyên nhân của nhà máy.
2. Nguyên tắc điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng: Dịch chuyển giữa các tháng phần sản lượng Qc tương ứng với thời gian sửa chữa, đảm bảo tổng Qc các tháng có điều chỉnh là không đổi.”
11. Sửa đổi Điều 35 như sau:
“Điều 35. Xác định sản lượng hợp đồng giờ
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định sản lượng hợp đồng giờ trong tháng tới cho nhà máy điện theo các bước sau:
1. Sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định sản lượng dự kiến từng giờ trong tháng của nhà máy điện.
2. Xác định sản lượng hợp đồng giờ theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong tháng;
I: Tổng số chu kỳ trong tháng;
: Sản lượng hợp đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng dự kiến phát của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh);
: Sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện được xác định theo Điều 28 Thông tư số 18/2010/TT-BCT và khoản 10 Điều 1 Thông tư này (kWh).
3. Trường hợp sản lượng hợp đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn sản lượng phát lớn nhất của nhà máy điện thì sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó được điều chỉnh bằng sản lượng phát lớn nhất của nhà máy điện.
4. Trường hợp tổng sản lượng dự kiến phát của nhà máy điện trong mọi chu kỳ giao dịch i của tháng bằng không thì sản lượng hợp đồng trong mọi chu kỳ giao dịch của tháng đó bằng không.
5. 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 số 18/2010/TT-BCT.
6. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận sản lượng hợp đồng tháng được điều chỉnh theo khoản 10 Điều 1 (nếu có) và sản lượng hợp đồng giờ theo kết quả tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.”
12. Sửa đổi điểm c khoản 2 Điều 36 như sau:
“Điều 36. 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:
c) Giá trị nước của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết trên một tuần và sản lượng dự kiến hàng giờ của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa dưới một tuần;”
13. Sửa đổi Điều 37 như sau:
“Điều 37. Giới hạn giá chào của nhà máy thuỷ 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 khoản 2 Điều 36 Thông tư số 18/2010/TT-BCT và khoản 12 Điều 1 Thông tư này, cụ thể như sau:
1. Giá sàn bản chào của nhà máy thuỷ điện bằng 0 đồng/kWh.
2. Giá trần bản chào của nhà máy thuỷ điện bằng 110% giá trị nước. Trong trường hợp giá trị nước nhỏ hơn hoặc bằng 0 đồng/kWh, giá trần bản chào của nhà máy thủy điện bằng 0 đồng/kWh.”
14. Sửa đổi Điều 38 như sau:
“Điều 38. Thông tin cho vận hành thị trường điện ngày tới
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:
1. Biểu đồ dự báo phụ tải ngày D của toàn hệ thống và từng miền Bắc, Trung, Nam.
2. Sản lượng dự kiến của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong từng chu kỳ
giao dịch của ngày tới.
3. Tổng sản lượng khí dự kiến ngày tới của các nhà máy tuabin khí sử dụng
chung một nguồn khí.
4. Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
5. Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp theo quy định tại
Điều 58 và Điều 59 Thông tư số 18/2010/TT-BCT.
6. Các kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương Quy định hệ thống điện truyền tải.”
15. Bổ sung điểm d khoản 4 và sửa đổi khoản 5 Điều 39 như sau:
“Điều 39. Bản chào giá
Bản chào giá phải tuân thủ các nguyên tắc sau:
4. Có các thông tin về thông số kỹ thuật của tổ máy, bao gồm:
d) Ràng buộc kỹ thuật khi vận hành đồng thời các tổ máy.
5. Công suất công bố của tổ máy trong bản chào ngày D không thấp hơn mức công suất công bố trong ngày D-2 theo Quy trình đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn được quy định tại Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương Quy định hệ thống điện truyền tải trừ trường hợp sự cố kỹ thuật bất khả kháng. Nhà máy có trách nhiệm cập nhập công suất công bố khi có sự cố dẫn đến giảm công suất khả dụng.”
16. Sửa đổi điểm a khoản 3 Điều 44 như sau:
“Điều 44. Bản chào giá lập lịch
3. Bản chào giá mặc định của các nhà máy điện được xác định như sau:
a) Đối với các nhà máy nhiệt điện, bản chào giá mặc định là bản chào giá hợp lệ gần nhất. Trong trường hợp bản chào giá hợp lệ gần nhất không phù hợp với trạng thái vận hành thực tế của tổ máy, bản chào giá mặc định là bản chào giá tương ứng với trạng thái hiện tại và nhiên liệu sử dụng trong bộ bản chào giá mặc định áp dụng cho tháng đó của tổ máy. Đơn vị chào giá có trách nhiệm xây dựng bộ bản chào mặc định áp dụng cho tháng tới của tổ máy nhiệt điện tương ứng với các trạng thái vận hành và nhiên liệu của tổ máy và nộp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 25 hàng tháng.”
17. Bổ sung khoản 7a sau khoản 7 Điều 45 như sau:
“Điều 45. Số liệu sử dụng cho lập lịch huy động ngày tới
7a. Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện.”
18. Bổ sung khoản 8 Điều 50 như sau:
“Điều 50. Dữ liệu 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 dưới đây để lập lịch huy động giờ tới:
8. Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện.”
19. Sửa đổi Điều 51 như sau:
“Điều 51. Điều chỉnh sản lượng công bố của nhà máy thuỷ 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 theo quy định tại khoản 14 Điều 1 Thông tư này 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% của tổng công suất đặt của các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu đang vận hành.”
20. Sửa đổi khoản 1, khoản 3 Điều 52 như sau:
“Điều 52. 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 và phương pháp lập lịch không ràng buộc.
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) Giảm dần công suất phát của các tổ máy khởi động chậm về mức công suất
phát ổn định thấp nhất;
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;
đ) 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;
- Có mức công suất thấp nhất đủ để giải quyết tình trạng thừa công suất.”
21. Bổ sung khoản 3 Điều 54 như sau:
“Điều 54. Điều độ hệ thống điện thời gian thực
3. Đơn vị phát điện sở hữu các nhà máy thuỷ điện có trách nhiệm tuân thủ theo quy định về mức nước giới hạn tuần được quy định tại điểm d khoản 2 Điều 36 Thông tư số 18/2010/TT-BCT.
Trường hợp hồ chứa của nhà máy thuỷ điện vi phạm mức nước giới hạn tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cảnh báo việc nhà máy vi phạm mức nước giới hạn tuần, nhà máy điện có trách nhiệm điều chỉnh giá chào trong các ngày tiếp theo để đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần tiếp theo.
Trong trường hợp nhà máy có hai tuần liền vi phạm mức nước giới hạn tuần thì tuần tiếp theo không được chào giá và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép can thiệp vào lịch huy động các nhà máy điện này căn cứ kết quả tính toán giá trị nước để đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần và các yêu cầu về an ninh hệ thống điện.
Trong thời gian bị can thiệp các nhà máy này được thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện.
Nhà máy thuỷ điện được tiếp tục tham gia chào giá vào tuần tiếp theo sau khi đã đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần.”
22. Sửa đổi khoản 2 Điều 59 như sau:
“Điều 59. Xử lý điện năng nhập khẩu trong lập lịch huy động
2. Sản lượng điện năng nhập khẩu trong lập lịch huy động được tính như nguồn phải phát với biểu đồ đã được công bố trước trong ngày tới.”
23. Sửa đổi Điều 60 như sau:
“Điều 60. Thanh toán cho lượng điện năng xuất khẩu và nhập khẩu
Lượng điện năng nhập khẩu được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện đã được ký kết giữa các bên.”
24. Sửa đổi điểm b khoản 1 Điều 63 như sau:
“Điều 63. Xác định giá điện năng thị trường
1. Sau ngày giao dịch D, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch tính giá điện năng thị trường cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D theo trình tự sau:
b) Sắp xếp các dải công suất trong bản chào giá lập lịch của các đơn vị phát điện và sản lượng phát thực tế của các Đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch thị trường điện, điện năng nhập khẩu, nhà máy điện BOT, các tổ máy thí nghiệm, nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia theo phương pháp lập lịch không ràng buộc cho đến khi tổng công suất được sắp xếp đạt mức phụ tải hệ thống.
Sản lượng phát thực tế của các Đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch thị trường điện, điện năng nhập khẩu, nhà máy điện BOT, các tổ máy thí nghiệm, nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia được sắp xếp cố định dưới phần nền của biểu đồ phụ tải hệ thống điện.”
25. Sửa đổi khoản 1 Điều 64 như sau:
“Điều 64. 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 lập lịch công suất cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D theo trình tự sau:
a) Tính toán phụ tải hiệu chỉnh trong chu kỳ giao dịch bằng phụ tải hệ thống cộng thêm các thành phần sau:
- Công suất dự phòng quay cho chu kỳ giao dịch;
- Công suất điều tần cho chu kỳ giao dịch;
- Thành phần công suất khuyến khích và công suất của các tổ máy phát tăng thêm (được tính bằng 3% phụ tải hệ thống của chu kỳ giao dịch).
b) Sắp xếp các dải công suất trong bản chào giá lập lịch của các đơn vị phát điện và sản lượng phát thực tế của các Đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch thị trường điện, điện năng nhập khẩu, nhà máy điện BOT, các tổ máy thí nghiệm, nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia 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. Sản lượng phát thực tế của các Đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch thị trường điện, điện năng nhập khẩu, nhà máy điện BOT, các tổ máy thí nghiệm, nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia, công suất điều tần, dự phòng quay và công suất phát tăng thêm của các tổ máy phát điện cho chu kỳ giao dịch của tổ máy được sắp xếp với giá chào bằng
