![](https://vietjack.me/assets/images/loading.gif)
Chương IV Thông tư 30/2014/TT-BCT: Kế hoạch vận hành thị trường điện
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
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành thị trường điện 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;
c) Tính toán giá trị nước và mức nước tối ưu của các hồ chứa thủy điện;
d) Tính toán giới hạn giá bản chào của tổ máy nhiệt điện;
đ) Xác định các phương án 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 trực tiếp giao dịch .
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 các Điểm a, b, c, d và đ Khoản 1 Điều này. Thông số đầu vào sử dụng trong mô phỏng thị trường của các tổ máy nhiệt điện là chi phí biến đổi của tổ máy được xác định tại Khoản 3 Điều này, các đặc tính thuỷ văn và đặc tính kỹ thuật của nhà máy thuỷ điện.
3. Chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện được xác định như sau:
a) Trường hợp xác định được giá trị suất hao nhiệt, chi phí biến đổi của tổ máy xác định như sau:
Trong đó:
VC: Chi phí biến đổi 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; PNL: Giá nhiên liệu chính của tổ máy nhiệt điện (đồng/kCal hoặc đồng/BTU);
HR: Suất hao nhiệt của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh hoặc kCal/kWh);
- Giá nhiên liệu (PNL) 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 hoặc trong hợp đồng mua bán nhiên liệu sơ cấp dài hạn. Trong trường hợp có cả hai loại giá trên thì sử dụng giá nhiên liệu do cơ quan nhà nước có thẩm quyền công bố cho năm N. Trong trường hợp không có cả hai loại giá trên 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;
- Suất hao nhiệt của tổ máy nhiệt điện (HR) 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 suất hao nhiệt trong hợp đồng là suất hao nhiệt bình quân cả đời dự án thì không cần phải điều chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu suất. Trong trường hợp trong hợp đồng hoặc hồ sơ đàm phán hợp đồng chỉ có đường đặc tính suất hao tại các mức tải thì suất hao nhiệt của các tổ máy được xác định tại mức tải tương ứng với sản lượng điện năng phát bình quân nhiều năm của nhà máy điện được quy định trong hợp đồng mua bán điện.
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;
- 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;
- Hệ số chi phí phụ (f) của tổ máy nhiệt điện được Đơn vị mua buôn duy nhất xác định và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện căn cứ trên số liệu trong hợp đồng mua bán điện hoặc hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán 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 Quy định phương pháp xây dựng giá phát điện; trình tự, thủ tục kiểm tra hợp đồng mua bán điện do Bộ Công Thương ban hành.
b) 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, chi phí biến đổi của tổ máy được xác định bằng giá biến đổi trong hợp đồng có cập nhật các yếu tố ảnh hưởng đến giá biến đổi của năm N theo phương pháp được thỏa thuận trong hợp đồng.
4. 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 lịch vận hành thị trường điện được 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.
5. Trong trường hợp giá than và giá khí cho phát điện có sự biến động lớn so với thời điểm phê duyệt kế hoạch vận hành năm tới, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét, yêu cầu Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cập nhật số liệu và tính toán lại kế hoạch vận hành các tháng còn lại trong năm trình Tập đoàn điện lực Việt Nam thẩm định và trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt.
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;
c) Nhóm nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần;
d) Nhóm nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần;
đ) Nhóm nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày.
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 quy định tại Khoản 1 Điều này.
3. Căn cứ đề xuất của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, 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.
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 điện quốc gia 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 điện quốc gia các tháng trong năm.
3. Công suất cực đại, cực tiểu của phụ tải hệ thống điện quốc gia 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. Nhà máy điện được lựa chọn có trách nhiệm cung cấp dịch vụ phụ trợ và được thanh toán theo quy định của Bộ Công Thương.
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 do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
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 03 (ba) 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 hoặc bằng 25%.
1. Trường hợp xác định được giá trị suất hao nhiệt:
a) Giá trần bản chào giá của tổ máy nhiệt điện được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: 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 = 2%; 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 (đồng/kCal hoặc đồng/BTU);
HR: Suất hao nhiệt tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh hoặc kCal/kWh);
b) Các thông số về hệ số chi phí phụ (f), giá nhiên liệu (PNL) và suất hao nhiệt (HR) của tổ máy nhiệt điện được xác định theo quy định tại Điểm a Khoản 3 Điều 17 Thông tư này.
2. 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:
a) Giá trần bản chào giá của tổ máy nhiệt điện được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện (đồng/kWh);
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 = 2%; tổ máy nhiệt điện chạy lưng KDC = 5%; tổ máy nhiệt điện chạy đỉnh KDC = 20%;
: Giá biến đổi cho năm N theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác của nhà máy điện (đồng/kWh).
b) Giá biến đổi dùng để tính giá trần bản chào là giá biến đổi 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.
3. Giá sàn của các tổ máy nhiệt điện được quy định tại Khoản 3 Điều 10 Thông tư này.
4. 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 lịch vận hành thị trường điện được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các phương án giá trần thị trường, ít nhất là 03 (ba) phương án.
2. Giá trần thị trường cho năm N được xác định theo nguyên tắc:
a) Không thấp hơn chi phí biến đổi của các tổ máy nhiệt điện chạy nền và chạy lưng trực tiếp chào giá trên thị trường điện;
b) Không cao hơn 115% giá trần bản chào cao nhất trong các tổ máy nhiệt điện chạy nền hoặc chạy lưng trực tiếp chào giá trên thị trường điện.
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 Khoản 3 Điều 21 Thông tư này;
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 01 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 danh sách các nhà máy mới 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, lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất 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 01 kWh cho các nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại Điểm a, Điểm b và Điểm c Khoản 1 Điều này theo công thức sau:
: Chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 01 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. Danh sách các nhà máy điện mới tốt nhất được sắp xếp theo thứ tự chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh từ thấp đến cao. 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 01 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 00h00 đến 04h00 và từ 22h00 đến 24h00.
3. Giá công suất thị trường tỷ lệ với phụ tải dự báo của hệ thống điện quốc gia cho chu kỳ giao dịch.
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 tại vị trí đo đếm 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 01 kWh của Nhà máy điện mới tốt nhất xác định tại Khoản 4 Điều 24 Thông tư này (đồng/kWh);
: Sản lượng dự kiến tại vị trí đo đếm 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).
d) Trong trường hợp khi tính toán chi phí thiếu hụt năm có giá trị âm với phương án giá trần thị trường thấp nhất, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện báo cáo Cục Điều tiết điện lực để lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất tiếp theo trong danh sách các nhà máy điện mới quy định tại Điều 24 Thông tư này và tiến hành tính toán lại hoặc xem xét lại danh sách các nhà máy tham gia thị trường điện để xác định giá trần thị trường cho hợp lý.
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 được quy đổi về vị trí đo đếm (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 Điều 19 Thông tư này (MW);
: Phụ tải cực tiểu hệ thống dự báo cho tháng t (MW).
Tổng sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện được xác định theo các bước sau:
1. Lập kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới theo phương pháp lập lịch có ràng buộc. Thông số đầu vào sử dụng trong lập kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới là giá toàn phần của các nhà máy nhiệt điện, các đặc tính thuỷ văn và thông số kỹ thuật của nhà máy điện.
2. Tính toán tổng sản lượng kế hoạch năm của nhà máy điện theo công thức sau:
nếu
nếu
nếu
Trong đó:
: Tổng sản lượng kế hoạch năm N của nhà máy điện (kWh);
: Sản lượng dự kiến năm N của nhà máy điện xác định từ kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới 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);
a, b: Hệ số hiệu chỉnh sản lượng năm được xác định theo Quy định về phương pháp xây dựng giá phát điện; trình tự, thủ tục kiểm tra hợp đồng mua bán điện do Bộ Công Thương ban hành.
3. Tính toán tổng sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện theo công thức sau:
Trong đó:
Qc: Tổng 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 (%). Tỷ lệ sản lượng này được quy định tại Khoản 5 Điều 15 Thông tư này.
Sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy nhiệt điện và thuỷ điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần được xác định trong quá trình lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới, bao gồm các bước sau:
1. Sử dụng mô hình mô phỏng thị trường được quy định tại Khoản 2 Điều 17 Thông tư này theo phương pháp lập lịch có ràng buộc 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: Tổng 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:
a) Tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng của các đơn vị phát điện theo quy định tại Điều 27 và Điều 28 Thông tư này;
b) Gửi kết quả tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch để kiểm tra trước ngày 15 tháng 11 hàng năm.
2. Đơn vị mua buôn duy nhất 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 sản lượng hợp đồng năm, tháng trước ngày 25 tháng 11 hàng năm;
c) Bổ sung phụ lục và các sửa đổi phụ lục hợp đồng về sản lượng hợp đồng năm, tháng vào hợp đồng mua bán điện dạng sai khác theo kết quả tính toán.
3. 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 và Đơn vị mua buôn duy nhất 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 sản lượng hợp đồng năm, tháng trước ngày 25 tháng 11 hàng năm;
c) Bổ sung phụ lục và các sửa đổi phụ lục hợp đồng về sản lượng hợp đồng năm, tháng vào hợp đồng mua bán điện dạng sai khác theo kết quả tính toán.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán 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.
2. 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).
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thu thập các thông tin về chi phí của các nhà máy điện BOT, các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu và các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam để tính toán giá phát điện bình quân hàng năm theo quy định tại Khoản 2 Điều này.
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 điện tham gia thị trường trong chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường có ràng buộc (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 (đồng/kWh);
: Giá công suất thị trường của chu kỳ giao dịch i (đồng/kW).
1. Sau khi kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới được phê duyệt theo quy định tại Điều 17 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có tránh nhiệm công bố trên trang thông tin điện tử thị trường điện các thông tin về các số liệu đầu vào và các kết quả lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới cho các thành viên thị trường điện.
2. Các thông tin về kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới được công bố bao gồm:
a) Các kết quả tính toán kế hoạch vận hành năm tới, bao gồm:
- Giá điện năng thị trường dự kiến;
- Kết quả lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất;
- Giá công suất thị trường hàng giờ;
- Mức trần của giá điện năng thị trường;
- Phân loại tổ máy nhiệt điện;
- Sản lượng hợp đồng năm và sản lượng hợp đồng phân bổ vào các tháng của các nhà máy điện.
b) Các thông số đầu vào phục vụ tính toán lập kế hoạch vận hành thị trường năm, bao gồm:
- Phụ tải dự báo từng miền Bắc, Trung, Nam và cho toàn hệ thống điện quốc gia;
- Các số liệu thủy văn của các hồ chứa thủy điện được dùng để tính toán mô phỏng thị trường điện;
- Tiến độ đưa các nhà máy điện mới vào vận hành;
- Các thông số kỹ thuật về lưới điện truyền tải;
- Biểu đồ xuất, nhập khẩu điện dự kiến;
- Lịch bảo dưỡng, sửa chữa năm của các nhà máy điện, lưới điện truyền tải và nguồn cấp khí lớn.
3. Các thông tin về kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới chỉ công bố cho đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch sở hữu nhà máy điện có liên quan trực tiếp đến các thông tin này, bao gồm:
a) Sản lượng phát điện dự kiến trong mô phỏng thị trường điện của nhà máy điện;
b) Giá trị nước của nhà máy thủy điện;
c) Số liệu về giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện được dùng trong tính toán mô phỏng.
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 điện quốc gia 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 điện quốc gia cho các tuần trong tháng.
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.
3. Giá trị nước của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần.
4. Mức nước tối ưu từng tuần trong tháng của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần.
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 do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
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 03 (ba) 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 hoặc bằng 25%.
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 này và căn cứ theo:
a) Giá nhiên liệu của các nhà máy nhiệt điện trong tháng tới trong trường hợp giá trần bản chào được xác định theo Khoản 1 Điều 22 Thông tư này.
Giá nhiên liệu tháng tới là giá nhiên liệu được cơ quan có thẩm quyền công bố và áp dụng cho tháng tới. 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 đồng thời thông báo cho các Đơn vị phát điện;
b) Giá biến đổi của các nhà máy nhiệt điện trong trường hợp giá trần bản chào được xác định theo Khoản 2 Điều 22 Thông tư này.
Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm cập nhật các thay đổi về giá biến đổi của các nhà máy nhiệt điện và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
c) Kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện cho tháng tới theo quy định tại Điều 34 Thông tư này.
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 lịch vận hành thị trường điện được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.
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. Việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng trong trường hợp này theo nguyên tắc sau: Dịch chuyển giữa các tháng phần sản lượng Qc tương ứng với thời gian sửa chữa, đảm bảo tổng Qc các tháng trong năm có điều chỉnh là không đổi.
Trường hợp nhà máy bị thay đổi lịch bảo dưỡng sửa chữa vào tháng cuối năm thì không dịch chuyển sản lượng Qc tương ứng với thời gian sửa chữa của tháng này vào năm tiếp theo.
2. Trường hợp tình hình thủy văn thực tế của nhà máy thủy điện quá khác biệt so với dự báo thuỷ văn áp dụng trong tính toán lập kế hoạch vận hành năm, các nhà máy thuỷ điện có trách nhiệm phối hợp xác nhận với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị mua buôn duy nhất và báo cáo Cục Điều tiết điện lực để xem xét điều chỉnh cho tháng tiếp theo.
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 theo quy định tại Khoản 2 Điều 17 Thông tư này để xác định sản lượng dự kiến từng giờ trong tháng của nhà máy điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc.
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 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 sản lượng hợp đồng của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn 0 MW và nhỏ hơn công suất phát ổn định thấp nhất (Pmin) của nhà máy điện thì sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó được điều chỉnh bằng công suất phát ổn định thấp nhất của nhà máy điện. Công suất phát ổn định thấp nhất (Pmin) của nhà máy điện được xác định bằng công suất phát ổn định thấp nhất của 01 (một) tổ máy của nhà máy điện được lập lịch huy động trong mô hình mô phỏng thị trường điện của chu kỳ đó.
Trường hợp sản lượng hợp đồng của các nhà máy thủy điện nhỏ hơn công suất phát ổn định thấp nhất thì có thể điều chỉnh bằng 0 MW hoặc bằng công suất phát ổn định thấp nhất.
5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân bổ tổng sản lượng chênh lệch do việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ theo quy định tại Khoản 3 và 4 Điều này vào các giờ khác trong tháng trên nguyên tắc đảm bảo sản lượng hợp đồng tháng là không đổi và tuân thủ theo quy định tại Quy trình lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần tới do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
6. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi kết quả tính toán sản lượng hợp đồng giờ trong tháng cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch theo lịch vận hành thị trường điện quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.
7. 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 Điều 36 Thông tư này và sản lượng hợp đồng giờ theo kết quả tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật số liệu phụ tải dự báo, 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, các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần;
c) Sản lượng dự kiến hàng giờ của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày;
d) Mức nước giới hạn tuần của các hồ chứa thủy điện có khả năng điều tiết trên 01 tuần theo quy định tại 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.
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố sản lượng hợp đồng tuần và phân bổ sản lượng hợp đồng tuần cho từng chu kỳ giao dịch trong tuần của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần theo quy định tại Quy trình lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần tới do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi sản lượng hợp đồng tuần của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện có trách nhiệm ký xác nhận sản lượng hợp đồng hàng tuần của nhà máy làm cơ sở để thanh toán tiền điện.
1. Giới hạn giá chào của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần 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 38 Thông tư này, cụ thể như sau:
a) Giá sàn bản chào bằng 0 đồng/kWh;
b) Giá trần bản chào bằng giá trị lớn nhất của:
- Giá trị nước của nhà máy đó;
- Giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện trong kế hoạch vận hành tháng;
c) Hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tháng tới cho các nhà máy thuỷ điện cùng thời gian biểu công bố giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng tới.
2. Giới hạn giá chào của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần được xác định như sau:
a) Giá sàn bản chào bằng 0 đồng/kWh;
b) Giá trần bản chào bằng giá trị lớn nhất của:
- Giá trị nước cao nhất của các nhà máy thuỷ điện tham gia thị trường;
- Giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện trong kế hoạch vận hành tháng;
c) Hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá trị nước cao nhất của các nhà máy thuỷ điện tham gia thị trường tuần tới cho các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần.
3. Trường hợp hồ chứa của nhà máy thuỷ điện vi phạm mức nước giới hạn tuần thì giá trần bản chào của nhà máy thủy điện này áp dụng cho tuần tiếp theo bằng chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện chạy dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện. Khi đã đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần, nhà máy tiếp tục áp dụng mức giá trần theo quy định tại Khoản 1 hoặc Khoản 2 điều này kể từ ngày thứ Ba. Hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện.
4. Trường hợp nhà máy thuỷ điện đặt tại miền có dự phòng điện năng thấp hơn 5% được 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 thì giá trần bản chào của các nhà máy thủy điện trong miền này của tuần đánh giá bằng chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện. Khi dự phòng điện năng của miền bằng hoặc cao hơn 5% các nhà máy trong miền này tiếp tục áp dụng mức giá trần theo quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này.
5. Các nhà máy thủy điện tham gia thị trường điện có trách nhiệm chào giá đáp ứng các yêu cầu sau:
a) Tuân thủ các quy định về giá trần bản chào và giá sàn bản chào tại các Khoản 1, Khoản 2, Khoản 3 và Khoản 4 Điều này;
b) Các yêu cầu về ràng buộc nhu cầu sử dụng nước phía hạ du và các ràng buộc về thủy văn khác.
OPERATIONAL PLAN OF ELECTRICITY MARKET
Section 1: OPERATIONAL PLAN FOR NEXT YEAR
Article 17. Operational plan for next year
1. The electricity system and market operating Unit shall make the operational plan for electricity market for next year, including the following contents:
a) Choosing the best new power plant;
b) Calculating the price of market capacity;
c) Calculating the water value and the optimal water level of reservoirs;
d) Calculating the limit of price in quotation of the thermoelectric set;
dd) Determining the plan of market price ceiling;
e) Taking charge and coordinating with the single wholesaling Units to calculate the planned output, yearly contract output and allocate the annual contract output to the months in a year of the electricity generating Units directly doing transaction.
2. The electricity system and market operating Unit shall use the electricity market simulation model to calculate the contents specified under Points a, b, c, d and dd, Clause 1 of this Article. The input parameters used in the market simulation of the thermoelectric sets are variable cost of the generating set and are specified in Clause 3 of this Article. The hydrological features and specifications of hydropower plants.
3. The variable cost of the thermoelectric set is determined as follows :
a) Where the value of heat rate is determined, the variable cost of generating set is determined as follows:
In which:
VC: Variable cost of thermoelectric set (dong/kWh);
f: Coefficient of additional cost is calculated by the percentage of total start cost, fuel-secondary material cost and variable maintenance and operation cost for generation compared with main material cost; PNL: Price of main material cost of the thermoelectric set (dong/kCal or dong/BTU);
HR: Heat rate of thermoelectric set (BTU/kWh or kCal/kWh);
- Fuel price (PNL) is the Estimated fuel price for year N provided by the single wholesaling Units for the electricity system and market operating Unit.
The fuel price of year N is the fuel price announced by the competent authorities for year N or in the long-term primary fuel sale contract. Where there are both two prices mentioned above, the fuel price announced by the competent authorities for year N is used. Where there is no both two prices mentioned above, the fuel price of year N is calculated by the average of actual fuel price used for payment of the last 12 months before the time of operational planning for year N;
- The heat rate of thermoelectric set (HR) is determined by the heat rate agreed in the contract or in dossier of negotiation of electricity sale contract provided by the single wholesaling Units and adjusted by the coefficient of performance degradation. Where the heat rate in the contract is the average heat rate of life of contract, it is not necessary to adjust it as per the coefficient of performance degradation. If in the contract or in dossier of negotiation of electricity sale contract, there is only a characteristic curve of capacity loss at the load levels, the heat rate of the generating sets is determined at the load level corresponding to the average power output generated in many years of the power plant specified in the electricity sale contract.
Where the thermoelectric set has no data of heat rate in the contract or in dossier of negotiation of electricity sale contract, the heat rate of such power plant is determined by the heat rate of standard power plant of the same group with the technology of electrical generation and installed capacity. The electricity system and market operating Unit calculates the heat rate of standard power plant.
- The coefficient of performance degradation of the thermoelectric set is determined by the heat rate in the contract or in dossier of negotiation of electricity sale contract provided by the single wholesaling Units .
Where the thermal power plant has no data of coefficient of performance degradation in the contract or in dossier of negotiation of electricity sale contract, apply the coefficient of performance degradation of standard power plant of the same group with such power plant which the electricity system and market operating Unit has determined;
- Coefficient of additional cost (f) of the thermoelectric set which the single wholesaling Units has determined and and provided for the electricity system and market operating Unit based on the data in the electricity sale contract or dossier of negotiation of electricity sale contract. Where the coefficient of additional cost of the thermoelectric set is not included in the contract or dossier of negotiation of electricity sale contract, the the coefficient of additional cost of such thermoelectric set is determined according to the Regulation on method of setting of price of electrical generation; order and procedures for verifying the electricity sale contract which the Ministry of Industry and Trade has issued;
b) Where there is no data of heat rate in the contract or in dossier of negotiation of electricity sale contract and no standard power plant of the same group, the variable cost of the generating set is determined by the variable price in the contract with update of factors affectin the variable price of year N by the method agreed in the contract.
4. The electricity system and market operating Unit must request the Vietnam Electricity to appraise and the Electricity Regulatory Authority to approve the operational plan for next year as per the electricity market operation schedule specified in Annex 1 of this Circular. The submitted dossier includes the calculation result, input data and calculation explanation.
5. Where the price of coal and gas for electrical generation changes largely compared with the time of approving the operational plan for next year, the Electricity Regulatory Authority shall review and request the electricity system and market operating Unit to update the data and re-calculate the operational plan for the remaining months in the year and submit to the Vietname Electricity for appraisal and to the Electricity Regulatory Authority for approval.
Article 18. Classification of power plant
1. The power plants in the electricity market is classified as follows:
a) Multi-objective strategic hydropower plants;
b) Group of ladder hydropower plants;
c) Group of hydropower plants having reservoir with regulation capability of more than 01 week;
d) Group of hydropower plants having reservoir with regulation capability from 02 days to 01 week;
dd) Group of hydropower plants having reservoir with regulation capability of less than 01 week;
2. Every year, the electricity system and market operating Unit must update the list of hydropower plants specified in Clause 1 of this Article.
3. Based on the proposal of the Vietnam Electricity, the Electricity Regulatory Authority shall make a list of multi-objective strategic hydropower plants for the Ministry of Industry and Trade to submit it to the Prime Minister for approval.
Article 19. Load forecasting for the operational planning for next year
The electricity system and market operating Unit must forecast the load for the operational planning for next year by the method specified in the Regulation on power transmission system issued by the Ministry of Industry and Trade. The data of load forecasting for the planning of operation for next year include:
1. The total demand for load of national electricity system and load of the North, Central and South for the entire year and each month in a year.
2. The load chart of typical days of the North, Central and South and the whole of national electricity system of months in a year.
3. Maximum and minimum capacity of load of national electricity system in each month.
Article 20. Auxiliary services for operational plan for next year
1. The electricity system and market operating Unit must determine the demand for auxiliary services for next year under the provisions in the Regulation on power transmission system issued by the Ministry of Industry and Trade.
2. The electricity system and market operating Unit must choose the power plant to provide the auxiliary services. The power plant chosen shall provide the auxiliary services and be paid as stipulated by the Ministry of Industry and Trade.
Article 21. Classification of generating set with base load for next year, intermediate load and peak load
1. The electricity system and market operating Unit shall classify the generating set with base load, intermediate load and peak load under the provisions in the Procedures for classification of generating set and calculate the price ceiling of quotation of the thermal power plant issued by the Electricity Regulatory Authority.
2. The electricity system and market operating Unit shall use the electricity market simulation model to determine the annual average load factor of generating sets.
3. Based on the annual average load factor from the simulation result, the generating sets are classified into 03 (three) groups as follows:
a) Group of generating set with base load includes the generating set with annual average load factor greater or equal to 60%;
b) Group of generating set with intermediate load includes the generating set with annual average load factor greater than 25% and less than 60%;
c) Group of generating set with peak load includes the generating set with annual average load factor less than or equal to 25%;
Article 22. Determining the limit of offered price of generating set
1. In case of determination of value of heat rate:
a) The price ceiling of quotation of thermoelectric set is determined by the following formula:
In which:
: Price ceiling of quotation of thermoelectric set (dong/kWh);
f: Coefficient of additional cost is calculated by the percentage of total start cost, fuel-secondary material cost and variable maintenance and operation cost for generation compared with main material cost;
KDC: Adjustment coefficient of price ceiling as per the classification result of thermoelectric set. For the thermoelectric set with base load KDC = 2%; thermoelectric set with intermediate load KDC = 5%; KDC = 5%; the thermoelectric set with peak load KDC = 20%.
PNL: Price of main fuel of thermoelectric set (dong/kCal or dong/BTU);
HR: Heat rate at the average load of thermoelectric set (BTU/kWh or kCal/kWh);
b) The parameters on coefficient of additional cost (f), fuel price (PNL) and heat rate (HR) of the thermoelectric set are determined as stipulated under Point a, Clause 3, Article 17 of this Circular.
2. Where there is no data of heat rate in the contract or dossier of dossier of negotiation of electricity sale contract and there is no standard power plant of the same group :
a) The price ceiling of quotation of thermoelectric set is determined by the following formula:
In which:
: Price ceiling of thermoelectric set (dong/kWh);
KDC: Adjustment coefficient of price ceiling as per the classification result of thermoelectric set. For the thermoelectric set with base load KDC = 2%; thermoelectric set with intermediate load KDC = 5%; KDC = 5%; the thermoelectric set with peak load KDC = 20%.
: Variable price for year N under the electricity sale contract for difference of the power plant (dong/kWh).
b) Variable price used to calculate the price ceiling is the estimated variable price for year N provided by the single wholesaling Units for the electricity system and market operating Unit.
3. Price floor of thermoelectric sets specified in Clause 3, Article 10 of this Circular.
4. The electricity system and market operating Unit must announce the approved limit of price offering of thermoelectric sets according to the electricity market operation schedule specified in Annex 1 of this Circular.
Article 23. Determining the market price ceiling
1. The electricity system and market operating Unit shall calculate the plans of market price ceiling, including at least 03 (three) plans.
2. The market price ceiling for year N is determined by the principle:
a) No less than the variable cost of thermoelectric sets with base load and intermediate load with direct offered price in the electricity market;
b) No greater than 115% of price ceiling of highest quotation in thermoelectric sets with base load or intermediate load with direct offered price in the electricity market;
Article 24. Choosing the best new power plant
1. The best new power plant for year N is the power plant participating in the electricity market and meeting the following criteria:
a) Beginning commercial operation and generating power with the whole installed capacity in year N-1;
b) Being power plant with base load, classified by the criteria specified in Clause 3, Article 21 of this Circular;
c) Using thermal coal technology or combined cycle gas turbine technology;
d) Having the average cost of full electric generation for 01 kWh as the lowest cost.
2. The single wholesaling Units shall make a list of power plants which meet the criteria under Point a and c, Clause 1 of this Article and provide data of electricity sale contract of such power plants to the electricity system and market operating Unit to determine the best new power plant. The data include:
a) Variable price for year N;
b) Fixed price for year N;
c) Agreed power output for calculation of contract price
3. Where there is no power plant meeting the criteria specified under Point a, b and c, Clause 1 of this Article, the electricity system and market operating Unit shall use the list of new plants chosen for year N-1 and request the single wholesaling Units to update and re-provide data specified in Clause 2 of this Article for calculating and choosing the best new power plant for year N.
4. The electricity system and market operating Unit shall calculate the average cost of full electric generation for 01 kWh for the power plants which have met the criteria specified under Point a, b and c, Clause 1 of this Article by the following formula:
: Average cost of full electric generation for 01 kWh in year N of the power plant (dong/kWh);
: Fixed price for year N under the electricity sale contract for difference of the power plant(dong/kWh);
: Variable price for year N under the electricity sale contract for difference of the power plant(dong/kWh);
: Agreed power output to calculate contract price for year N of power plant (kWh);
: Estimated power output in year N of the power plant determined from the electricity market simulation model by the method of constrained scheduling (kWh).
5. The list of best new power plants arranged in the order of average cost of full electric generation for 01 kWh from low to high. The best new power plant chosen for year N is the power plant with the average cost of full electric generation for 01 kWh as the lowest according to the calculation result in Clause 4 of this Article.
Article 25. Principles to determine the market capacity price
1. Ensuring the best new power plant shall recover adequate cost of electric generation upon participation in electricity market.
2. Not applying the market capacity price for night off-peak hours, in which the night off-peak hours are the hours from 00:00 AM to 04:00 AM and from 22:00 PM to 24:00 PM.
3. The market capacity price is proportional to the forecast load of the national electricity system for transaction cycle.
Article 26. Order of determining the market capacity price
The electricity system and market operating Unit shall determine the market capacity in the following order:
1. Determining the annual Deficient cost of the best new power plant
a) Determining the Estimated revenue in the market of the best new power plant in year N by the following formula:
In which:
RTTĐ: Estimated revenue from the market power price of the best new power plant in year N(dong);
i: Transaction cycle i in year N;
I: Total transaction cycles in year N;
SMPi: Estimated price of market power of transaction cycle i in year N determined from the electricity market simulation model by the method of unconstrained scheduling (dong/kWh);
: Estimated output at metering location of the best new power plant at the transaction cycle i in year N determined from the electricity market simulation model by the method of constrained scheduling (kWh);
: .
b) Determinig the total annual cost of electric generation of the best new power plant by the following formula:
In which:
TCBNE: Annual cost of electric generation of the best new power plant in year N (dong);
PBNE: Average cost of full electric generation for 01 kWh of the best new power plant determined in Clause 4, Article 24 of this Circular (dong/kWh);
: Estimated output at the metering location of the best new power plant at the transaction cycle i in year N determined from the electricity market simulation model by the method of constrained scheduling;
i: Transaction cycle i in year N;
I: Total transaction cycles in year N.
c) Annual Deficient cost of the best new power plant determined by the following method:
In which:
AS: Deficient cost of the best new power plant in year N (dong);
TCBNE: Total annual cost of electric generation of the best new power plant in year N determined under Point b of this Clause (dong);
: Estimated revenue from the market power price of the best new power plant in year N determined under Point a of this Clause (dong).
d) In case of calculing the annual Deficient cost with negative value by the plan of lowest market price ceiling, the electricity system and market operating Unit shall report to the Electricity Regulatory Authority to choose the next best new power plant in the list of new power plants specified in Article 24 of this Circular and re-calculate or review the list of power plants participating in the electricity market to determine the price ceiling rationally.
2. Determining the monthly Deficient cost
Deficient cost of the best new power plant is determined by allocating the yearly Deficient cost into the month in year N by the following formula:
In which:
t: Month t in year N;
MS: Deficient cost of month t of the best new power plant (dong);
AS: Yearly Deficient cost of the best new power plant in year N (dong);
: Peak load capacity in month t (MW).
3. Determinating the market capacity price for transaction cycle
a) Determining the average available capacity in a year of the best new power plant by the following formula:
In which:
QBNE: Average available capacity in year N of the best new power plant (kW);
I: Total transaction cycles in year N, except for night off-peak hours;
i: Transaction cycle in which the best new power plant is estimated to be mobilized, except for night off-peak hours;
: Estimated mobilized capacity of the best new power plant in transaction cycle i of year N as per the electricity market simulation model by the method of constrained scheduling converted to the metering location (kW).
b) Determing the market capacity price for each transaction cycle in the next year by the following formula:
In which:
I: Total transaction cycles in month t, except for night off-peak hours;
i: Transaction cycle i in month t, except for night off-peak hours;
: Price of market capacity of transaction cycle i (dong/kW);
QBNE: Average available capacity in year N of the best new power plant (kW);
MS: Deficient cost of month t of the best new power plant (dong);
: Load of forecasting system of transaction cycle i as per the load chart of forecastin typical day of month t is specified in Article 19 of this Circular (MW);
: Minimum load of forecasting system for month t (MW).
Article 27. Determining the total yearly contract output
The total yearly contract output of the power plant is determined by the following steps:
1. Operational planning of electric system for next year by the method of constrained scheduling. The input parameters used in the plan for operation of electric system for next year is the full value of the thermal power plants, the hydrological features and specifications of the power plant.
2. Calculating the total yearly planned output of the power plant by the following formula:
if
if
if
In which:
: Total planned output of year N of the power plant (kWh);
: Estimated output of year N of the power plant determined from the plan for operation of electric system for the next year converted to the metering location (kWh);
GO: Average power output generated in many years of the power plant specified in the electricity sale contract (kWh);
a, b: Adjustment coefficient of yearly output is determined according to the Regulation on method for price preparation, order and procedures for verification of electricity sale contract which the Ministry of Industry and Trade has issued.
3. Calculating the total yearly contract output of the power plant by the following method:
In which:
Qc: Total contract output of year N (kWh);
: Planned output of year N of the power plant (kWh);
: Output percentage paid at contract price applicable to year N (%). This output percentage is specified in Clause 5 of this Circular.
Article 28. Determining monthly contract output
The monthly contract output of thermal power plant and hydroelectric plant having reservoir with regulation capability of more than 01 week is determined during the the operational planning of electricity market for next year, including the following steps:
1. Using the electricity market simulation model specified in Clause 2, Article 17 of this Circular by the method of constrained scheduling to determine the estimated output of each month of power plant.
2. Determining the monthly contract output by the following formula:
In which:
: Contract output of month t of power plant (kWh);
Qc: Total yearly output of power plant (kWh);
: Estimated output in month t of power plant determined from the electricity market simulation model by the method of constrained scheduling (kWh).
Article 29. Responsibility to determine and sign the output of yearly and monthly contract
1. The electricity system and market operating Unit is responsible for:
a) Calculating the output of yearly and monthly contract of the electricity generating Units as stipulated in Article 27 and 28 of this Circular;
b) Sending the calculation result of yearly and monthly contract to the single wholesaling Units and the electricity generating Units directly doing transaction for verification bedore 15 November of each year.
2. The single wholesaling Units are responsible for:
a) Providing data for the electricity system and market operating Unit to calculate the output of yearly and monthly contract;
b) Verifying and coordinating with the electricity system and market operating Unit to handle the discrepancies in the calculation result of yearly and monthly contract;
c) Supplementing appendix and amendments of contract appendix on output of yearly and monthly contract into the electricity sale contract for difference as per the calculation result.
3. The electricity generating Units directly doing transaction are responsible for:
a) Providing data for the electricity system and market operating Unit and the single wholesaling Units to calculate the output of yearly and monthly contract;
b) Verifying and coordinating with the electricity system and market operating Unit to handle the discrepancies in the calculation result of yearly and monthly contract;
c) Supplementing appendix and amendments of contract appendix on output of yearly and monthly contract into the electricity sale contract for difference as per the calculation result.
Article 30. Determining the estimated average electrical generation price for year N
1. The electricity system and market operating Unit shall calculate the estimated average electrical generation price for year N and the extent of change of estimated average electrical generation price compared with year N-1.
2. The yearly average electrical generation price for year N:
In which:
j: Power plant j of the single electricity generating Units directly doing transaction;
J: Total power plants of electricity generating Units directly doing transaction;
PPDTB: Average electrical generation price of the entire system (dong/kWh);
: Average full market price of year N specified in Clause 4 of this Article (dong/kWh);
: Total power output in year N of the entire system (kWh);
: Total power output in year N of the electricity generating Units directly doing transaction (kWh);
: Total power output in the electricity sale contract for difference in year N of the power plant j (kWh);
: Price of electricity sale contract for difference in year N of power plant j (kWh);
: Total cost of power purchase from the BOT power plants (dong);
: Total cost of power purchase from the multi-objective strategic hydropower plants (dong);
CDVPT: Total cost of auxiliary services in year N (dong).
3. The electricity system and market operating Unit shall gather information on the costs of BOT power plants, the multi-objective strategic hydropower plants and the power plants providing the auxiliary services from the Vietnam Electricty to calculate the yearly average electrical generation price as stipulated in Clause 2 of this Article.
4. The average full market price is determined by the following formular:
In which:
i: Transaction cycle i in year N;
I: Total transaction cycle in year N;
: Average full market price of year N (dong/kWh);
: Estimated output generated into market of all power plants participating in the market in the transaction cycle i determined from the constrained electricity market simulation model (kWh);
: Estimated price of market power of transaction cycle i determined from the unconstrained electricity market simulation model (dong/kWh);
: Price of market capacity of transaction cycle i (dong/kW).
Article 31. Publicizing the plan for operation of electricity market for next year
1. After the plan for operation of electricity market for next year is approved under the provisions in Article 17 of this Circular, the electricity system and market operating Unit shall announce on its website the information on the input data and the results of operational plan of electricity market for next year to the members of electricity market.
2. The information on the plan for operation of electricity market for next year is announced, including:
a) - Giá điện năng thị trường dự kiến Estimated market power price;
- Result of selection of best new power plant;
- Hourly price of market capacity;
- Price ceiling of market power price;
- Classification of thermalelectric sets;
- Yearly contract output and output allocated into months of power plants.
b) Input parameters for calculating the plan for yearly operation of electricity market:
- Forecast load of the North, Central and South and for the entire national electricity system;
- Hydroelectrical data of reservoirs used for calculating and simulating the electricity market;
- Progress to put new power plants into operation;
- Technical parameters about transmission grid;
- Chart of estimated electricity import and export;
- Yearly maintenance and repair schedule of power plants, transmission grid and major gas supply sources.
3. The information on the plan for operation of electricity market for next year is only provided for the electricity generating units directly doing transaction owning the power plants directly related to such information, including :
a) Estimated power output in electricity market simulation of the power plant;
b) Water value of hydropower plant;
c) Data about variable price of thermal power plant are used in simulation calculation.
Section 2: OPERATIONAL PLAN FOR NEXT MONTH
Article 32. Forecast load for operational plan for next month
The electricity system and market operating Unit shall forecast the load for operational plan for next month by the method specified in Regulation on power transmission system issued by the Ministry of Industry and Trade. The data of forecast load for operation plan for next month include:
1. The total demand for load of national electricity system and load of the North, Central and South for the entire year and each week in a month.
2. The load chart of typical days of the North, Central and South and the whole of national electricity system of weeks in a month.
Article 33. Calculating water value
The electricity system and market operating Unit shall calculate the water value for weeks in next month. The result of calculation of water value shall be used for operational plan for next month, including
1. Estimated output of multi-objective strategic hydropower plants.
2. Water value of hydropower plant in the groups of ladder hydropower plants.
3. Water value of hydropower plants having reservoir with regulation capability of more than 01 week.
4. Optial water level of each week in a month of hydropower plants having reservoir with regulation capability of more than 01 week.
Article 34. Classifying the generating set with base, intermediate and peak load
1. The electricity system and market operating Unit shall classify generating set with base, intermediate and peak load in next month according to the Procedures for classifying the generating set and calculate the price ceiling of monthly quotation of thermoelectric power plants issued by the Electricity Regulatory Authority.
2. The electricity system and market operating Unit shall use the market simulation model to determine the monthly average load factor of generating sets in next month.
3. Based on the monthly average load factor from the simulation result, the generating sets are classified into following 03 (three) groups:
a) Group of generating sets with base load includes the generating Units with average load factor greater or equal to 70%;
b) Group of generating sets with intermediate load includes the generating Units with average load factor greater than 25% and less than 70%;
c) Group of generating sets with peak load includes the generating Units with average load factor less than or equal to 25%;
Article 35. Adjusting the price ceiling of quotation of thermolelectric set
1. The electricity system and market operating Unit shall calculate and adjust the price ceiling of quotation of thermolelectric sets in next month by the method specified in d 22 of this Circular base on:
a) Fuel price of next month in case the price ceiling of quotation is specified in Clause 1, Article 22 of this Circular.
The fuel price of next month is the fuel price announced by the competent authorities and applied for next month. In case there is data of fuel price announced by the competent authorities, the fuel price of next month is the one as per the payment documents of the last month before the time to set up the plan for next month. The single wholesaling Units shall update information on fuel price of thermal power plants in next month and provide it for the electricity system and market operating Unit and notify the electricity generating Units.
b) The variable price of thermal power plants in case the price ceiling of quotation is specified in Clause 2, Article 22 of this Circular.
The single wholesaling Units shall update the changes of variable price of thermal power plants and provide them for the electricity system and market operating Unit;
c) The result of classification of thermoelectric set for next month as stipulated in Article 34 of this Circular.
2. The electricity system and market operating Unit shall announce the price ceiling of quotation of thermoelectric set in next month according to the electricity market operation schedule specified in Annex 1 of this Circular.
Article 36. Adjusting the monthly contract output
1. The monthly contract output may be adjusted in case the schedule of maintenance and repair of plant in month M is changed compared with the yearly operational plan as required by the electricity system and market operating Unit to ensure the security of electricity system, not due to causes of plant. The adjustment of monthly contract output in this case is based on the following principles: Transfer of Qc between months corresponding to the time of repair in the order to ensure the total Qc of months in year with adjustment remains unchanged.
In case the plant whose maintenance and repair schedule is changed in months at the end of year, the Qc output corresponding to the repair time of this month to the following year.
2. Where the actual hydrological situation of hydropower plant is so different compared with the hydrological forecast applied in calculating and planning the yearly operation, the power plants shall coordinate and make confirmation with the electricity system and market operating Unit and the single wholesaling Units and make report to the Electricity Regulatory Authority for review and adjustment for next month.
Article 37. Determining the hourly contract output
The electricity system and market operating Unit shall determine the hourly contract output in next month for the power plant as per the following steps:
1. Using the market simulation model as stipulated in Clause 2, Article 17 of this Circular to determine the estimated hourly output in a month of the power plant by the method of constrained scheduling
2. Determining the hourly contract output by the following formula:
In which:
i: ith transaction cycle in a month;
I: Total cycles in a month;
: Contract output of power plant in transaction cycle i(kWh);
: Output with estimated generation of power plant in transaction cycle i determined from the electricity market simulation model by the method of constrained scheduling (kWh). ;
: Monthly contract output of the power plant is determined under the provisions of Article 28 of this Circular (kWh).
3. Where the contract output of the power plant in transaction cycle i is greater than the greatest generated output of the power plant, the contract output in such transaction cycle shall be adjusted by the greatest generated output of the power plant.
4. Where the contract output of thermal power plant in transaction cycle i is greater than 0 MW and less than the lowest stable generated capacity (Pmin) of the power plant, the contract output in such transaction cycle shall be adjusted by the lowest stable generated capacity of the power plant. The lowest stable generated capacity (Pmin) of the power plant is determined by the lowest stable generated capacity of 01 (one) generating set of the power plant with mobilized scheduling in the electricity market simulation model of such cycle.
Where the contract output of hydropower plants is less than the lowest stable generated capacity, it can be adjusted by 0 MW or equal to the lowest stable generated capacity.
5. The electricity system and market operating Unit shall allocate the differential total output due to the adjustment of hourly contract output under the provisions in Clause 3 and 4 of this Article at other hours in a month on the principle of ensuring the monthly contract output remains unchanged and complying with the provisions in the Procedures for operational plan for next week, month and year which the Electricity Regulatory Authority issues.
6. The electricity system and market operating Unit shall send the result of calculation of hourly contract output in a month to the single wholesaling Units and the electricity generating Units directly doing transaction as per the electricity market operation schedule specified in Annex 1 of this Circular.
7. The single wholesaling Units and the electricity generating Units directly doing transaction shall sign for confirmation of monthly contract output adjusted according to Article 36 of this Circular and the hourly contract output as per the result of calculation of the electricity system and market operating Unit.
Section 3: OPERATIONAL PLAN FOR NEXT WEEK
Article 38. Water value for next week
1. The electricity system and market operating Unit shall update the forecast load data, hydrological data and relevant data to calculate the water value for next week.
2. The electricity system and market operating Unit shall update information and re-calculate the water value for next week and announce the following results:
a) Water value and hourly estimated output of multi-objective strategic hydropower plants;
b) Water value of groups of ladder hydropower plants and hydropower plants having reservoir with regulation capability of more than 1 week;
c) Hourly estimated output of hydropower plants having reservoir with regulation capability of less than 2 days;
d) Weekly limited water level of reservoirs with regulation capability of more than 01 week under the provisions in 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.
Article 39. Determining the contract output of hydropower plants having reservoir with regulation capability from 02 to 01 week
1. The electricity system and market operating Unit shall calculate and announce the weekly contract output and allocate it to each transaction cycle in a week of the hydropower plants having reservoir with regulation capability from 02 days to 01 week under the provisions in the Procedures for operational plan for next week, month and year which the Electricity Regulatory Authority issues.
2. The electricity system and market operating Unit shall send the weekly contract output of the hydropower plants having reservoir with regulation capability from 02 days to 01 week to the single wholesaling Units and the electricity generating Units that shall sign for confirmation of weekly contract output of the power plant as a basis for electricity payment.
Article 40. Limit of offered price of hydropower plant
1. The limit of offered price of hydropower plant having reservoir with regulation capability of more than 01 week is determined based on the water value for next week of such power plant is announced under the provisions in Clause 2, Article 28 of this Circular, specifically as follows:
a) Price floor of quotation is equal to 0 dong/kWh ;
b) Price ceiling of quotation is equal to the highest value of:
- Water value of such power plant;
- Average price of price ceilings of quotation of thermoelectric sets participating in the electricity market in the monthly operational plan;
c) Every month, the electricity system and market operating Unit shall announce the average price of the price ceilings of quotation of thermoelectric sets for next month for hydropower plants having the same schedule of announcing price ceiling of quotation of thermoelectric sets in next month.
2. The limit of offered price of of thermal power plant having reservoir with regulation capacity from 02 days to 01 week is determined as follows:
a) Price floor of quotation is equal to 0 dong//kWh;
b) Price ceiling of quotation is equal to the highest value:
- Highest water level of hydropower plants participating in electricity market;
- Average price of price ceiling of quotation of thermal power plants participating in electricity market;
c) Every week, the electricity system and market operating Unit shall announce the highest water value of hydropower plants participating in electricity market next week for the hydropower plants having reservoir with regulation capability from 02 days to 01 week.
3. Where the reservoir of hydropower plant violates the weekly limited water level, the price ceiling of quotation of such hydropower plant is applied to the next week is equal to the variable cost of the most expensive diesel oil-operated thermoelectric set in the electricity system. When ensuring no violation of weekly limited water level, the plant shall continue to apply the price ceiling under the provisions in Clause 1 or 2 of this Article from the Tuesday. Every month, the electricity system and market operating Unit shall announce the price of the most expensive diesel oil-operated thermoelectric set in the electricity system.
4. Where the hydropower plant is located in the region with power backup lower than 5% announced according to the Procedures for short and medium-term assessment of electricity system security issued by the Electricity Regulatory Authority guiding the implementation of Regulation on power transmission system issued by the Ministry of Industry and Trade, the price ceiling of quotation of hydropower plants in this region of assessment week is equal to the variable cost of the most expensive diesel oil-operated thermoelectric set in the electricity system. When the power backup of region is equal to or higher than 5% , the plants in such region shall continue to apply the weekly price ceiling under the provisions in Clause 1 and 2 of this Article.
5. The hydropower plants participating in electricity market shall offer price must meet the following requirements:
a) Complying the provisions on price ceiling of quotation and price floor of quotation in Clause 1, 2, 3 and 4 of this Article;
b) Constrained requirements on need of use of downstream water and other hydrological constraints.
Tình trạng hiệu lực: Hết hiệu lực