![](https://vietjack.me/assets/images/loading.gif)
Chương I Thông tư 30/2014/TT-BCT: Quy định chung
Số hiệu: | 30/2014/TT-BCT | Loại văn bản: | Thông tư |
Nơi ban hành: | Bộ Công thương | Người ký: | Cao Quốc Hưng |
Ngày ban hành: | 02/10/2014 | Ngày hiệu lực: | 18/11/2014 |
Ngày công báo: | 24/10/2014 | Số công báo: | Từ số 949 đến số 950 |
Lĩnh vực: | Thương mại | Tình trạng: |
Hết hiệu lực
15/11/2018 |
TÓM TẮT VĂN BẢN
Thêm đối tượng tham gia thị trường phát điện cạnh tranh
Vừa qua, Bộ Công thương đã ban hành Thông tư 30/2014/TT-BCT để điều chỉnh quy định về vận hành thị trường phát điện cạnh tranh.
Theo Thông tư, nhà máy điện có công suất đặt đến 30 MW, đấu nối lưới điện cấp điện áp từ 110 kV trở lên (trừ các nhà máy điện quy định tại Khoản 3 Điều 4 Thông tư này) sẽ được quyền lựa chọn tham gia thị trường phát điện cạnh tranh.
Nếu lựa chọn tham gia thị trường, các nhà máy này phải đạt yêu cầu sau:
- Thực hiện đầu tư, hoàn thiện hệ thống trang thiết bị để đấu nối vào hệ thống thông tin thị trường điện, hệ thống SCADA/EMS và hệ thống đo đếm điện năng đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện;
- Tuân thủ các yêu cầu đối với đơn vị phát điện tham gia thị trường điện tại thông tư này và các văn bản quy phạm pháp luật có liên quan.
- Hoàn thiện và nộp hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện theo quy định.
Thông tư 30 có hiệu lực từ ngày 18/11/2014 và thay thế Thông tư 03/2013/TT-BCT.
Văn bản tiếng việt
Thông tư này quy định về vận hành thị trường phát điện cạnh tranh (sau đây viết tắt là thị trường điện) và trách nhiệm của các đơn vị tham gia thị trường điện.
Thông tư này áp dụng đối với các đơn vị tham gia thị trường điện sau đây:
1. Đơn vị mua buôn duy nhất.
2. Đơn vị phát điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
4. Đơn vị truyền tải điện.
5. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng.
6. Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Trong Thông tư này, các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Bản chào giá là bản chào bán điện năng lên thị trường điện của mỗi tổ máy, được đơn vị chào giá nộp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo mẫu bản chào giá quy định tại Thông tư này.
2. Bản chào giá lập lịch là bản chào giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chấp nhận để lập lịch huy động ngày tới, giờ tới.
3. Bảng kê thanh toán là bảng tính toán các khoản thanh toán cho nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập cho mỗi ngày giao dịch và cho mỗi chu kỳ thanh toán.
4. Can thiệp vào thị trường điện là hành động thay đổi chế độ vận hành bình thường của thị trường điện mà Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải áp dụng để xử lý các tình huống quy định tại Khoản 1 Điều 59 Thông tư này.
5. Chu kỳ giao dịch là khoảng thời gian 01 giờ tính từ phút đầu tiên của mỗi giờ.
6. Chu kỳ thanh toán là chu kỳ lập chứng từ, hóa đơn cho các khoản giao dịch trên thị trường điện trong khoảng thời gian 01 tháng, tính từ ngày mùng một hàng tháng.
7. Công suất công bố là mức công suất sẵn sàng lớn nhất của tổ máy phát điện được các đơn vị chào giá hoặc Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát điện ký hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ công bố theo lịch vận hành thị trường điện.
8. Công suất điều độ là mức công suất của tổ máy phát điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện huy động thực tế trong chu kỳ giao dịch.
9. Công suất huy động giờ tới là mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho giờ đầu tiên trong lịch huy động giờ tới.
10. Công suất huy động ngày tới là mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho các chu kỳ giao dịch trong lịch huy động ngày tới theo kết quả lập lịch có ràng buộc.
11. Công suất phát tăng thêm là phần công suất chênh lệch giữa công suất điều độ và công suất được sắp xếp trong lịch tính giá thị trường của tổ máy phát điện.
12. Công suất thanh toán là mức công suất của tổ máy nằm trong lịch công suất hàng giờ và được thanh toán giá công suất thị trường.
13. Dịch vụ phụ trợ là các dịch vụ điều chỉnh tần số, dự phòng quay, dự phòng khởi động nhanh, dự phòng nguội, vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện, điều chỉnh điện áp và khởi động đen.
14. Điện năng phát tăng thêm là lượng điện năng phát của tổ máy phát điện do được huy động tương ứng với công suất phát tăng thêm.
15. Đơn vị chào giá là các đơn vị trực tiếp nộp bản chào giá trong thị trường điện, bao gồm các đơn vị phát điện hoặc các nhà máy điện được đăng ký chào giá trực tiếp và đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.
16. Đơn vị mua buôn duy nhất là đơn vị mua điện duy nhất trong thị trường điện, có chức năng mua toàn bộ điện năng qua thị trường điện và qua hợp đồng mua bán điện.
17. Đơn vị phát điện là đơn vị sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện tham gia thị trường điện và ký hợp đồng mua bán điện cho các nhà máy điện này với Đơn vị mua buôn duy nhất.
18. Đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch là đơn vị phát điện có nhà máy điện không được chào giá trực tiếp trên thị trường điện.
19. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch là đơn vị phát điện có nhà máy điện được chào giá trực tiếp trên thị trường điện.
20. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng là đơn vị cung cấp, lắp đặt, quản lý vận hành hệ thống thu thập, xử lý, lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và mạng đường truyền thông tin phục vụ thị trường điện.
21. Đơn vị truyền tải điện là đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực truyền tải điện, chịu trách nhiệm quản lý, vận hành lưới điện truyền tải quốc gia.
22. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện là đơn vị chỉ huy điều khiển quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia, điều hành giao dịch thị trường điện.
23. Giá công suất thị trường là mức giá cho một đơn vị công suất tác dụng xác định cho mỗi chu kỳ giao dịch, áp dụng để tính toán khoản thanh toán công suất cho các đơn vị phát điện trong thị trường điện.
24. Giá sàn bản chào là mức giá thấp nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy phát điện trong bản chào giá ngày tới.
25. Giá điện năng thị trường là mức giá cho một đơn vị điện năng xác định cho mỗi chu kỳ giao dịch, áp dụng để tính toán khoản thanh toán điện năng cho các đơn vị phát điện trong thị trường điện.
26. Giá thị trường điện toàn phần là tổng giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường của mỗi chu kỳ giao dịch.
27. Giá trần bản chào là mức giá cao nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy phát điện trong bản chào giá ngày tới.
28. Giá trần thị trường điện là mức giá điện năng thị trường cao nhất được xác định cho từng năm.
29. Giá trị nước là mức giá biên kỳ vọng tính toán cho lượng nước tích trong các hồ thủy điện khi được sử dụng để phát điện thay thế cho các nguồn nhiệt điện trong tương lai, tính quy đổi cho một đơn vị điện năng.
30. Hệ số suy giảm hiệu suất là chỉ số suy giảm hiệu suất của tổ máy phát điện theo thời gian vận hành.
31. Hệ số tải trung bình năm hoặc tháng là tỷ lệ giữa tổng sản lượng điện năng phát trong 01 năm hoặc 01 tháng và tích của tổng công suất đặt với tổng số giờ tính toán hệ số tải năm hoặc tháng.
32. Hệ thống thông tin thị trường điện là hệ thống các trang thiết bị và cơ sở dữ liệu phục vụ quản lý, trao đổi thông tin thị trường điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quản lý.
33. Hợp đồng mua bán điện là văn bản thỏa thuận mua bán điện giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện hoặc mua bán điện với nước ngoài.
34. Hợp đồng mua bán điện dạng sai khác là hợp đồng mua bán điện ký kết giữa Đơn vị mua buôn duy nhất với các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
35. Lập lịch có ràng buộc là việc sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương pháp tối thiểu chi phí mua điện có xét đến các ràng buộc kỹ thuật trong hệ thống điện.
36. Lập lịch không ràng buộc là việc sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương pháp tối thiểu chi phí mua điện không xét đến các ràng buộc trong hệ thống điện.
37. Lịch công suất là lịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập sau vận hành để xác định lượng công suất thanh toán trong từng chu kỳ giao dịch.
38. Lịch huy động giờ tới là lịch huy động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ cho chu kỳ giao dịch tới và ba chu kỳ giao dịch liền kề sau đó do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập.
39. Lịch huy động ngày tới là lịch huy động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ cho các chu kỳ giao dịch của ngày giao dịch tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập.
40. Lịch tính giá điện năng thị trường là lịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập sau ngày giao dịch hiện tại để xác định giá điện năng thị trường cho từng chu kỳ giao dịch.
41. Mô hình mô phỏng thị trường điện là hệ thống các phần mềm mô phỏng huy động các tổ máy phát điện và tính giá điện năng thị trường được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần.
42. Mô hình tính toán giá trị nước là hệ thống các phần mềm tối ưu thủy nhiệt điện để tính toán giá trị nước được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần.
43. Mức nước giới hạn là mức nước thượng lưu thấp nhất của hồ chứa thủy điện cuối mỗi tháng trong năm hoặc cuối mỗi tuần trong tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố theo Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
44. Mức nước tối ưu là mức nước thượng lưu của hồ chứa thủy điện vào thời điểm cuối mỗi tháng hoặc cuối mỗi tuần, đảm bảo việc sử dụng nước cho mục đích phát điện đạt hiệu quả cao nhất và đáp ứng các yêu cầu ràng buộc, do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố.
45. Năm N là năm hiện tại vận hành thị trường điện, được tính theo năm dương lịch.
46. Ngày D là ngày giao dịch hiện tại.
47. Ngày giao dịch là ngày diễn ra các hoạt động giao dịch thị trường điện, tính từ 00h00 đến 24h00 hàng ngày.
48. Nhà máy điện BOT là nhà máy điện được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao thông qua hợp đồng giữa nhà đầu tư và cơ quan nhà nước có thẩm quyền.
49. Nhà máy điện mới tốt nhất là nhà máy nhiệt điện mới đưa vào vận hành có giá phát điện bình quân tính toán cho năm tới thấp nhất và giá hợp đồng mua bán điện được thỏa thuận căn cứ theo khung giá phát điện cho nhà máy điện chuẩn do Bộ Công Thương ban hành. Nhà máy điện mới tốt nhất được lựa chọn hàng năm để sử dụng trong tính toán giá công suất thị trường.
50. Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu là các nhà máy thủy điện lớn có vai trò quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh do nhà nước độc quyền xây dựng và vận hành.
51. Nhóm nhà máy thủy điện bậc thang là tập hợp các nhà máy thủy điện, trong đó lượng nước xả từ hồ chứa của nhà máy thủy điện bậc thang trên chiếm toàn bộ hoặc phần lớn lượng nước về hồ chứa nhà máy thủy điện bậc thang dưới và giữa hai nhà máy điện này không có hồ chứa điều tiết nước lớn hơn 01 tuần.
52. Phần mềm lập lịch huy động là hệ thống phần mềm được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng để lập lịch huy động ngày tới và giờ tới cho các tổ máy phát điện trong thị trường điện.
53. Phụ tải hệ thống là tổng sản lượng điện năng của toàn hệ thống điện tính quy đổi về đầu cực các tổ máy phát điện và sản lượng điện năng nhập khẩu trong một chu kỳ giao dịch trừ đi sản lượng của các nhà máy phát điện có tổng công suất đặt nhỏ hơn hoặc bằng 30 MW không tham gia thị trường điện và sản lượng của các nhà máy thủy điện bậc thang trên cùng một dòng sông thuộc một đơn vị phát điện có tổng công suất đặt nhỏ hơn hoặc bằng 60 MW (đáp ứng tiêu chuẩn áp dụng biểu giá chi phí tránh được).
54. Sản lượng đo đếm là lượng điện năng đo đếm được của nhà máy điện tại vị trí đo đếm.
55. Sản lượng hợp đồng giờ là sản lượng điện năng được phân bổ cho từng chu kỳ giao dịch và được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác.
56. Sản lượng hợp đồng năm là sản lượng điện năng cam kết hàng năm trong hợp đồng mua bán điện dạng sai khác.
57. Sản lượng hợp đồng tháng là sản lượng điện năng được phân bổ từ sản lượng hợp đồng năm cho từng tháng.
58. Sản lượng kế hoạch năm là sản lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động trong năm tới.
59. Sản lượng kế hoạch tháng là sản lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động các tháng trong năm.
60. Suất hao nhiệt là lượng nhiệt năng tiêu hao của tổ máy hoặc nhà máy điện để sản xuất ra một đơn vị điện năng.
61. Thanh toán phát ràng buộc là khoản thanh toán mà Đơn vị phát điện được nhận cho lượng điện năng phát tăng thêm.
62. Thành viên tham gia thị trường điện là các đơn vị tham gia vào các hoạt động giao dịch hoặc cung cấp dịch vụ trên thị trường điện, quy định tại Điều 2 Thông tư này.
63. Tháng M là tháng hiện tại vận hành thị trường điện, được tính theo tháng dương lịch.
64. Thiếu công suất là tình huống khi tổng công suất công bố của tất cả các Đơn vị phát điện nhỏ hơn nhu cầu phụ tải hệ thống dự báo trong một chu kỳ giao dịch.
65. Thông tin bảo mật là các thông tin mật theo quy định của pháp luật hoặc theo thỏa thuận giữa các bên.
66. Thông tin thị trường là toàn bộ dữ liệu và thông tin liên quan đến các hoạt động của thị trường điện.
67. Thời điểm chấm dứt chào giá là thời điểm mà sau đó các đơn vị phát điện không được phép thay đổi bản chào giá ngày tới, trừ các trường hợp đặc biệt được quy định trong Thông tư này. Trong thị trường điện, thời điểm chấm dứt chào giá là 11h30 của ngày D-1.
68. Thứ tự huy động là kết quả sắp xếp các dải công suất trong bản chào theo nguyên tắc về giá từ thấp đến cao có xét đến các ràng buộc của hệ thống điện.
69. Thừa công suất là tình huống khi tổng lượng công suất được chào ở mức giá sàn của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và công suất dự kiến huy động của các nhà máy điện thuộc các đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trong chu kỳ giao dịch lớn hơn phụ tải hệ thống dự báo.
70. Tổng số giờ tính toán hệ số tải năm là tổng số giờ của cả năm N đối với các tổ máy đã vào vận hành thương mại từ năm N-1 trở về trước hoặc là tổng số giờ tính từ thời điểm vận hành thương mại của tổ máy đến hết năm đối với các tổ máy đưa vào vận hành thương mại trong năm N, trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế hoạch đã được phê duyệt trong năm N.
71. Tổng số giờ tính toán hệ số tải tháng là tổng số giờ của cả tháng M đối với các tổ máy đã vào vận hành thương mại từ tháng M-1 trở về trước hoặc là tổng số giờ tính từ thời điểm vận hành thương mại của tổ máy đến hết tháng đối với các tổ máy đưa vào vận hành trong tháng M, trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế hoạch đã được phê duyệt trong tháng M.
72. Tổ máy khởi động chậm là tổ máy phát điện không có khả năng khởi động và hòa lưới trong thời gian nhỏ hơn 30 phút.
73. Tuần T là tuần hiện tại vận hành thị trường điện.
74. Vị trí đo đếm là vị trí đặt hệ thống đo đếm điện năng để xác định sản lượng điện năng giao nhận phục vụ thanh toán thị trường điện giữa Đơn vị phát điện và đơn vị mua buôn điện duy nhất theo quy định tại Thông tư số 27/2009/TT-BCT ngày 27 tháng 9 năm 2009 quy định đo đếm điện năng trong thị trường phát điện cạnh tranh và theo hợp đồng mua bán điện giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn duy nhất.
Article 1. Scope of regulation
This Circular provides for the operation of competitive electricity generation market (hereafter referred to as electricity market) and the responsibilities of Units participating in electricity market.
Article 2. Subjects of application
This Circular applies to the following Units participating in electricity market:
1. Single wholesaling Units .
2. Electricity generating Units
3. Electricity system and market operating Unit
4. Electricity transmitting Units.
5. Power metering data managing Units.
6. Vietnam Electricity
Article 3. Interpretation of terms
In this Circular, the terms below are construed as follows:
1. Price quotation is the quotation of power sale in the electricity market of each generating set. This quotation is submitted by the price offering Units to the electricity system and market operating Unit under the form of price quotation specified in this Circular.
2. Scheduling price quotation is the one accepted by the electricity system and market operating Unit for next hour and day scheduling.
3. Payment list is the calculation table of payments to the power plant directly participating in the electricity market. This list is made by the electricity system and market operating Unit for each transaction day and for each payment cycle.
4. Intervention in the electricity market is the act to change the normal operational mode of the electricity market which the electricity system and market operating Unit must apply to deal with circumstances specified in Clause 1, Article 59 of this Circular.
5. Transaction cycle is the period of one hour from the first minute of each hour.
6. Payment cycle is the one to prepare invoices and vouchers for transactions in the electricity marketing the period of one month, from the 1st date of each month.
7. Announced capacity is the available highest capacity of the generating set announced as per the schedule of electricity market by the price offering Units or the electricity system and market operating Unit and the electricity generating Units signing the auxiliary services announced as per the electricity market operation schedule.
8. Dispatched capacity is the one of the generating set actually mobilized by the electricity system and market operating Unit in the transaction cycle.
9. Mobilized capacity for next hour is the capacity of the generating set planned for mobilization for the first hour in the mobilization schedule for next hour.
10. Mobilized capacity for next hour is the capacity of the generating set planned for mobilization for the first hour in the mobilization schedule for next hour as per the constrained scheduling result.
11. Increasingly generated capacity is the difference of capacity between the dispatching capacity and the capacity arranged in the market price calculation schedule of the generating set.
12. Paid capacity is the capacity of generating set included in the hourly capacity schedule and is paid the market capacity price.
13. Auxiliary services mean the frequency adjustment, rotation standby, quick start standby, cold standby, operation to be generated due to constrained security of electricity system, voltage adjustment and black start
14. Increasingly generated power is the power generated by the generating set thanks to mobilization corresponding to the increasingly generated capacity.
15. Price offering Units mean the ones directly submitting the price quotation in the electricity market, including the electricity generating Units or power plants that register direct price offer and representative Units of price offer for group of ladder hydropower plants.
16. Single whosaling Unit is the single electricity buying Units in the electricity market, having function to buy all power through the electricity market and under electricity sale contract.
17. Electricity generating Unit is the Units owning one or many power plants participating in the electricity market and signing the electricity sale contract for such power plants with the single wholesaling Units .
18. Electricity generating Units indirectly doing transaction are the electricity generating Units having power plant but not entitled to direct price offer in the electricity market.
19. Electricity generating Units directly doing transaction are the electricity generating Units having power plant entitled to direct price offer in the electricity market.
20. Power metering data managing Unit is the one providing, installing, managing the operation of system collecting, processing and storing the power metering data and network of communication line in service of electricity market.
21. Electricity transmitting Unit is the electricity Units licensed for electricity activities in the field of electricity transmission, responsible for managing and operating the national transmission grid.
22. Electricity system and market operating Unit is the Unit directing and controlling the process of electricity generation, transmission and distribution in the national electricity system and operating the transaction of electricity market.
23. Market capacity price is the price for one Units of active capacity determined for each transaction cycle to be applied for calculating the payment of capacity to the electricity generating Units in the electricity market.
24. Price floor of quotation is the lowest price which the price offering Units is entitled to offer for one generating set in the price quotation for next day.
25. Market power price is the price for one Units of power determined for each transaction cycle to be applied for calculating the payment of power to the electricity generating Units in the electricity market.
26. Full electricity market price is the total electricity market price and market capacity price of each transaction cycle.
27. Price ceiling of quotation is the highest price which the price offering Units is entitled to offer for one generating set in the price quotation for next day.
28. Electricity market price ceiling is the highest market power price determined for each year.
29. Water value is the marginal price to expect the calculation for the water amount reserved in reservoirs when used to generate power in lieu of electrothermal in the future as converted to a power Units.
30. Performance degradation coefficient is the performance degradation index of the generating set as per operational time.
31. Monthly or annual average load factor is the is the ratio between the total power generated in 01 year or 01 month and the product of the total installed capacity with the total calculation hour of annual or monthly load factor.
32. Information system of electricity market is the system of equipment and database for management and exchange of information on electricity market which the electricity system and market operating Unit manages.
33. Electricity sale contract is the written agreement on electricity sale between the single wholesaling Units and the electricity generating Units or trading of electricity with foreign countries.
34. Electricity sale contract for difference is the electricity sale contract signed between the single wholesaling Units with the electricity generating Units with directly doing transaction under the form issued by the Ministry of Industry and Trade.
35. Constrained scheduling is the collocation of mobilization of generating Units by the least-cost method of electricity purchase taking into account the technical constraint in the electrical system.
36. Unconstrained scheduling is the collocation of mobilization of generating Units by the least-cost method of electricity purchase not taking into account the technical constraint in the electrical system.
37. Capacity schedule is the schedule prepared by the electricity system and market operating Unit after operation to determine the amount of paid capacity in each transaction cycle.
38. Mobilization schedule for next hour is the Estimated schedule of generating sets for electricity generation and supply of auxiliary services to the next transaction cycle and three consecutive cycles set by the electricity system and market operating Unit.
39. Mobilization schedule for next day is the Estimated schedule of generating sets for electricity generation and supply of auxiliary services to the next transaction cycle and three consecutive cycles set by the electricity system and market operating Unit.
40. Market electricity price calculation schedule is the one set by the electricity system and market operating Unit after the current transaction day to determine the market power price for each transaction cycle.
41. Electricity market simulation model is a system of softwares simulating the mobilization of generating sets and calculating the market power price which the electricity system and market operating Unit uses for weekly, monthly and annual operational plan.
42. Water value calculation model is a system of sotwares optimizing the hydrothermal power to calculate the water value which the electricity system and market operating Unit uses for weekly, monthly and annual operational plan.
43. Limited water level is the lowest upstream water level of reservoir at the end of each month in a year or at the end of week in a month which the electricity system and market operating Unit calculates and announces under the Procedures for short and medium-term assessment of electricity system security issued by the Electricity Regulatory Authority on the implementation of Regulation on power transmission system issued by the Ministry of Industry and Trade.
44. Optimal water level is the upstream water level of reservoir at the end of each month or week, ensuring the use of water for the most effective electrical generation and meeting the constrained requirement calculated and announced by the electricity system and market operating Unit.
45. Year N is the current year of electricity market operation by solar calendar.
46. Day D is the current transaction day.
47. Transaction day is the day when there are electricity transaction activities, from 1:00 AM to 12:00 PM everyday.
48. BOT power plant is the plant invested in the form of Build - Operate - Transfer through contracts between investors and the competent state authorities.
49. Best new power plant is the thermal power plant just put into operation with the lowest electrical generation price calculated for the next year and the price of electricity sale contract is agreed based on the price bracket of electrical generation for the standard power plant issued by the Ministry of Industry and Trade. The best power plant is selected annually for use in calculating the market capacity price.
50. Multi-objective strategic hydropower plants are the big power plants playing an important role on economy, society, national defense and security. These power plants are built and operated by the state exclusively.
51. Group of ladder hydropower plants is the set of hydropower plants in which the amount of water discharged from the reservoir of the upper ladder hydropower plants makes up all or most of the amount of water to the reservoir of the lower hydropower plants and there is no reservoir with regulation capability of more than 01 week between these two reservoirs.
52. Scheduling software is the software system which the electricity system and market operating Unit uses for the mobilization scheduling for next day and hour to the generating sets in the electricity market.
53. System load is the total power output of the whole electrical system converted at the terminals of generating sets and the imported power output in a transaction cycle minus the output of power plants with installed capacity less than or equal to 30 MW not participating in the electricity market and the output of ladder hydropower plants in the same river under the ownership of one electricity generating Units with the installed capacity less than or equal to 60 MW (meeting the standard to apply the avoided cost tariff).
54. Metered output is the power of power plant which can be metered at the metering location.
55. Hourly contract output is the power output allocated for each transaction cycle and paid under the electricity sale contract for difference.
56. Yearly contract output is the yearly committed power output in the electricity sale contract for difference.
57. Monthly contract output is the power output allocated from the yearly contract output for each month.
58. Yearly planned output is the power output of power plant Estimated to be mobilized for the next year.
59. Monthly planned output is the power output of power plant Estimated to be mobilized for the months in a year.
60. Heat rate is the amount of lost thermal energy of the generating set or power plant to produce one Units of power.
61. Constrained generation payment is the payment received by the electricity generating Units for the increasingly generated power.
62. Participants of electricity market are Units participating in the transaction activities or providing services in the electricity market specified in Article 2 of this Circular.
63. Month M is the current month of electricity market operation calculated by solar month.
64. Capacity shortage is a situation when the total announced capacity of all electricity generating Units is less than the load demand of forecasting system in a transaction cycle.
65. Confidential information is secret information as stipulated by law or agreed by the parties.
66. Market information is the entire database and information related to the activities of electricity market.
67. End time of price offering is the time after which the electricity generating Units are not permitted to change the price quotation for next day, except for special cases stipulated in this Circular. In the electricity market, the end time of price offering is 11:30 PM of day D-1.
68. Mobilization order is the result of arrangement of capacity range in the price quotation as per the principle of price from low to high taking into account the constraint of electrical system.
69. Excessive capacity is a situation when the total capacity offered at ceiling price of the electricity generating Units directly doing transaction and the capacity Estimated to be mobilized of the power plants owned by electricity generating Units indirectly doing transaction. The electricity system and market operating Unit shall announce it in the transaction cycle greater than the load of forecasting system.
70. Total hours of yearly load factor calculation is the total hours of the entire year N for the generating sets which have been put into commercial operation from year N-1 and earlier or the total hours from the time of commercial operation of the generating set by the end of year for the generating sets put into commercial operation in year N minus the repair time of generating set under the approved plan in year N.
71. Total hours of monthly load factor calculation is the total hours of the entire month M for the generating sets which have been put into commercial operation from year M-1 and earlier or the total hours from the time of commercial operation of the generating set by the end of month for the generating sets put into commercial operation in month M minus the repair time of generating set under the approved plan in month M.
72. Slow-started generating set is a generating set uncapable of starting and connected with power grid in a time of less than 30 minutes.
73. Week T is the current week of electricity market operation.
74. Metering location is the location where the power metering system is placed to determine the delivered power output for payment of electricity market between the electricity generating Units and the single wholesaling Units under the provisions in Circular No. 27/2009/TT-BCT dated 27 September 2009 stipulating the power metering in the competitive electricity generation market and under the electricity sale contract between the electricity generating Units and the single wholesaling Units .
Tình trạng hiệu lực: Hết hiệu lực