Công văn 7606/BCT-ĐTĐL năm 2012 về triển khai công tác tính toán thanh toán trong Thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ Công thương ban hành

Thực hiện chỉ đạo của Chính phủ về việc triển khai công tác phục vụ Thị trường phát điện cạnh tranh (VCGM) Việt Nam tại Thông báo số 261/TB-VPCP ngày 19 tháng 7 năm 2012, trên cơ sở báo cáo của các đơn vị về công tác vận hành thị trường điện trong tháng đầu tiên vận hành thị trường điện chính thức, Bộ Công Thương yêu cầu các đơn vị khẩn trương thực hiện các công việc phục vụ công tác thanh toán trong thị trường điện như sau:

1. Về thời điểm thanh toán theo quy định thị trường điện

- Trong giai đoạn vận hành thí điểm thị trường điện (trước ngày 1 tháng 7 năm 2012), các đơn vị được thanh toán theo giá hợp đồng (Pc) với toàn bộ sản lượng phát điện trong tháng 6 năm 2012.

- Đối với các nhà máy trực tiếp tham gia thị trường điện, việc thanh toán theo quy định thị trường điện được thực hiện kể từ ngày các đơn vị được chính thức lập lịch, huy động theo quy định thị trường điện.

- Đối với nhà máy tham gia thị trường điện sau ngày 01 tháng 7 năm 2012, sản lượng phát điện trước thời gian chính thức tham gia thị trường điện được thanh toán theo giá hợp đồng (Pc), khi chính thức tham gia thị trường điện thì sản lượng phát điện được thanh toán theo quy định thị trường. Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) có trách nhiệm xác định và thông báo thời điểm chính thức tham gia thị trường điện của các đơn vị phát điện này cho Công ty Mua bán điện và đơn vị phát điện.

- Công ty Mua bán điện (EPTC) có trách nhiệm thực hiện thanh toán đầy đủ cho các đơn vị phát điện tham gia thị trường phát điện cạnh tranh trong tháng 7 năm 2012 theo đúng quy định thị trường điện. Trong trường hợp đơn vị phát điện chưa xác nhận xong dữ liệu thanh toán, EPTC có trách nhiệm tạm thanh toán căn cứ trên các số liệu do A0 tính toán, sau khi thống nhất được số liệu thanh toán, khi tính toán lại EPTC và đơn vị phát điện sẽ truy thu hoặc thoái hoàn tiền điện nếu có sai lệch về số tiền EPTC đã tạm thanh toán trước đó vào tháng tiếp theo.

2. Về giá hợp đồng mua bán điện (Pc) áp dụng cho tính toán thanh toán

- Giá Pc áp dụng để thanh toán cho các nhà máy trực tiếp tham gia thị trường điện từ tháng 7 năm 2012 được điều chỉnh theo giá nhiên liệu được quy định tại Thông tư số 17/2012/TT-BCT ngày 29 tháng 6 năm 2012 của Bộ Công Thương Quy định về giá bán điện và hướng dẫn thực hiện. A0 có trách nhiệm cập nhật giá nhiên liệu mới để tính toán giá trần bản chào cho các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện trong các tháng vận hành tiếp theo.

- Đối với các nhà máy thủy điện, khi tính doanh thu hợp đồng theo quy định thị trường điện, được tạm tách thành phần phí môi trường rừng và thuê tài nguyên sử dụng nước (Tj) ra khỏi công thức được quy định tại điểm 2 khoản I mục B Phụ lục 5 Thông tư số 41/2010/TT-BCT trong tính giá hợp đồng. Phí môi trường rừng và thuế tài nguyên sử dụng nước được tính toán dựa trên sản lượng thực phát của các nhà máy thủy điện theo quy định của pháp luật. EPTC có trách nhiệm trả khoản phí môi trường rừng và thuế tài nguyên sử dụng nước cho các nhà máy thủy điện theo đúng quy định.

3. Về thu thập số liệu đo đếm điện năng phục vụ công tác tính toán thanh toán

- Các nhà máy điện tham gia thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch và triển khai thực hiện việc cung cấp nguồn nuôi cho các công tơ phục vụ đo đếm điện năng trong thị trường một cách ổn định, liên tục ngay cả khi các tổ máy ngừng phát điện. Trong quá trình thực hiện cần thống nhất giữa bên bán điện, bên mua điện, đơn vị thí nghiệm kiểm định, đơn vị thu thập số liệu đo đếm điện năng và tuân thủ đúng quy định của pháp luật có liên quan về hệ thống đo đếm điện năng.

- Trường hợp không thu thập được đầy đủ số liệu đo đếm điện năng phục vụ tính toán cho toàn bộ thị trường điện do một số tổ máy ngừng vận hành, A0 (đơn vị được giao chức năng quản lý số liệu đo đếm - MDMSP) có trách nhiệm chủ động phối hợp với các nhà máy tìm biện pháp thu thập đầy đủ số liệu các tổ máy từ hệ thống đo đếm chính, dự phòng 1 và dự phòng 2. Trường hợp có đơn vị phát điện không thu thập được số liệu theo đúng thời gian quy định, để đảm bảo tiến độ tính toán thanh toán cho các đơn vị còn lại, A0 có trách nhiệm ước tính các số liệu này theo đúng quy định và sử dụng để áp dụng tính toán các thông số chính thức phục vụ thanh toán trong thị trường điện cho tất cả các đơn vị phát điện tham gia thị trường điện. A0 có trách nhiệm tính toán lại bảng kê thanh toán phục vụ thanh toán cho đơn vị chưa thu thập được số liệu sau khi các số liệu đã được thu thập và xác nhận đầy đủ để EPTC và nhà máy điện sẽ thanh toán truy thu hoặc thoái hoàn tiền điện vào tháng tiếp theo.

- Để tăng tính chính xác trong việc xác định thành phần sản lượng Qdu (sản lượng phát sai lệch so với lệnh điều độ), các công tơ đo đếm đầu cực tổ máy và các công tơ lắp tại các điểm đo đếm tự dùng của tổ máy được coi như hệ thống đo đếm dự phòng số 2 và được sử dụng để xác định sản lượng thực phát đầu cực của các tổ máy phát điện để so sánh với việc tuân thủ lệnh điều độ theo hệ thống quản lý mệnh lệnh điều độ (DIM). Các bên liên quan có trách nhiệm kiểm tra, thiết kế, lắp đặt và đưa vào vận hành hệ thống đo đếm điện năng tại đầu cực các tổ máy phát theo đúng các tiêu chuẩn về hệ thống đo đếm dự phòng 2 được quy định tại TT 27/2009/TT-BCT ngày 25 tháng 9 năm 2009 của Bộ Công Thương về quy định đo đếm điện năng trong VCGM và các quy định pháp luật khác về hệ thống đo đếm điện năng để có thể sử dụng trong thời gian sớm nhất.

- Các đơn vị phát điện chưa hoàn thành hệ thống đo đếm theo quy định tại Thông tư số 27/2009/TT-BCT có trách nhiệm hoàn thành công tác lắp đặt và đưa vào hoạt động hệ thống này.

4. Về hệ thống quản lý mệnh lệnh điều độ (DIM)

- Các đơn vị phát điện có trách nhiệm phối hợp với A0 để xác thực lại lệnh DIM phục vụ tính toán thanh toán theo thị trường điện trong tháng 7 năm 2012. Đối với thời điểm hoàn thành lệnh điều độ của các đơn vị phát điện, cho phép xác định thời điểm này dựa trên xác nhận của các đơn vị thông qua hệ thống DIM. Các đơn vị phát điện phải nghiêm túc thực hiện lệnh điều độ theo đúng tốc độ tăng, giảm tải của tổ máy đã được xác định trong hợp đồng mua bán điện. Trong khoảng thời gian tổ máy đang khởi động hoặc đang trong quá trình ngừng máy, thời gian thực hiện sẽ được xác định căn cứ theo số liệu về thời gian khởi động và ngừng máy trong hợp đồng mua bán điện để xác định các số liệu phục vụ công tác tính toán thanh toán. Trường hợp các số liệu về tốc độ tăng giảm tải, thời gian khởi động và ngừng máy trong hợp đồng mua bán điện khác so với thực tế vận hành hiện tại của nhà máy, yêu cầu nhà máy phối hợp với EPTC và A0 để kiểm tra, xác nhận và điều chỉnh lại.

- A0 có trách nhiệm tiếp tục hoàn thiện chương trình phần mềm, sửa đổi bổ sung quy trình phối hợp vận hành hệ thống DIM và hướng dẫn, đào tạo các đơn vị thực hiện nhằm hoàn thiện hệ thống phần mềm DIM.

5. Về thực hiện tính toán lập lịch công suất để xác định công suất các tổ máy được nhận CAN

a) A0 có trách nhiệm tính toán công suất nhận CAN của các tổ máy theo đúng quy định tại Thông tư số 45/2011/TT-BCT ngày 30 tháng 12 năm 2011 của Bộ Công Thương và các quy trình hướng dẫn Thông tư đồng thời tuân thủ các nguyên tắc sau:

- Tất cả các tổ máy tham gia phát điện trong mỗi chu kỳ trên thị trường sẽ được nhận CAN tại chu kỳ đó (bao gồm cả phần công suất của các tổ máy phát do ràng buộc).

- A0 có trách nhiệm dựa trên bản chào tính toán tổng công suất nhận CAN còn lại của tất các tổ máy sẵn sàng công suất để đáp ứng phụ tải hiệu chỉnh trong chu kỳ đó, tối đa không quá 3% phụ tải hệ thống theo quy định. Trường hợp các tổ máy khởi động chậm đã ngừng để làm dự phòng, tổ máy đã ngừng sự cố sẽ không được sắp xếp tính công suất nhận CAN.

- Trong trường hợp tổng công suất các tổ máy có giá chào bằng nhau thì sẽ chia đều phần công suất được nhận CAN tại dải chào đó cho các tổ máy.

b) Các đơn vị phát điện có trách nhiệm thực hiện chào giá và công bố lại công suất trong bản chào giờ tới khi có sự cố bất thường dẫn đến thay đổi công suất khả dụng theo đúng quy định thị trường điện để A0 có đầy đủ thông tin về công suất khả dụng thực tế của tổ máy trong việc tính toán thanh toán.

6. Về thanh toán cho các nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 1 tuần (Đa Dâng, Hương Sơn, Sông Ba Hạ)

- Hiện nay, do chưa có quy định về cách xác định Qc đối với các nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 1 tuần theo hợp đồng mẫu quy định tại Thông tư 41/2010/TT-BCT, thanh toán cho các nhà máy thủy điện này được tạm tính như sau:

Tổng doanh thu nhà máy sẽ được tính theo công thức:

Rg = Rsmp + Rdu + Rcan + Rc = Pc * (Qhc * α) + (CANi + SMPi) * (Qhc * (1 - α)) + Rdu

Thực hiện chỉ đạo của Chính phủ về việc triển khai công tác phục vụ Thị trường phát điện cạnh tranh (VCGM) Việt Nam tại Thông báo số 261/TB-VPCP ngày 19 tháng 7 năm 2012, trên cơ sở báo cáo của các đơn vị về công tác vận hành thị trường điện trong tháng đầu tiên vận hành thị trường điện chính thức, Bộ Công Thương yêu cầu các đơn vị khẩn trương thực hiện các công việc phục vụ công tác thanh toán trong thị trường điện như sau:

1. Về thời điểm thanh toán theo quy định thị trường điện

- Trong giai đoạn vận hành thí điểm thị trường điện (trước ngày 1 tháng 7 năm 2012), các đơn vị được thanh toán theo giá hợp đồng (Pc) với toàn bộ sản lượng phát điện trong tháng 6 năm 2012.

- Đối với các nhà máy trực tiếp tham gia thị trường điện, việc thanh toán theo quy định thị trường điện được thực hiện kể từ ngày các đơn vị được chính thức lập lịch, huy động theo quy định thị trường điện.

- Đối với nhà máy tham gia thị trường điện sau ngày 01 tháng 7 năm 2012, sản lượng phát điện trước thời gian chính thức tham gia thị trường điện được thanh toán theo giá hợp đồng (Pc), khi chính thức tham gia thị trường điện thì sản lượng phát điện được thanh toán theo quy định thị trường. Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) có trách nhiệm xác định và thông báo thời điểm chính thức tham gia thị trường điện của các đơn vị phát điện này cho Công ty Mua bán điện và đơn vị phát điện.

- Công ty Mua bán điện (EPTC) có trách nhiệm thực hiện thanh toán đầy đủ cho các đơn vị phát điện tham gia thị trường phát điện cạnh tranh trong tháng 7 năm 2012 theo đúng quy định thị trường điện. Trong trường hợp đơn vị phát điện chưa xác nhận xong dữ liệu thanh toán, EPTC có trách nhiệm tạm thanh toán căn cứ trên các số liệu do A0 tính toán, sau khi thống nhất được số liệu thanh toán, khi tính toán lại EPTC và đơn vị phát điện sẽ truy thu hoặc thoái hoàn tiền điện nếu có sai lệch về số tiền EPTC đã tạm thanh toán trước đó vào tháng tiếp theo.

2. Về giá hợp đồng mua bán điện (Pc) áp dụng cho tính toán thanh toán

- Giá Pc áp dụng để thanh toán cho các nhà máy trực tiếp tham gia thị trường điện từ tháng 7 năm 2012 được điều chỉnh theo giá nhiên liệu được quy định tại Thông tư số 17/2012/TT-BCT ngày 29 tháng 6 năm 2012 của Bộ Công Thương Quy định về giá bán điện và hướng dẫn thực hiện. A0 có trách nhiệm cập nhật giá nhiên liệu mới để tính toán giá trần bản chào cho các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện trong các tháng vận hành tiếp theo.

- Đối với các nhà máy thủy điện, khi tính doanh thu hợp đồng theo quy định thị trường điện, được tạm tách thành phần phí môi trường rừng và thuê tài nguyên sử dụng nước (Tj) ra khỏi công thức được quy định tại điểm 2 khoản I mục B Phụ lục 5 Thông tư số 41/2010/TT-BCT trong tính giá hợp đồng. Phí môi trường rừng và thuế tài nguyên sử dụng nước được tính toán dựa trên sản lượng thực phát của các nhà máy thủy điện theo quy định của pháp luật. EPTC có trách nhiệm trả khoản phí môi trường rừng và thuế tài nguyên sử dụng nước cho các nhà máy thủy điện theo đúng quy định.

3. Về thu thập số liệu đo đếm điện năng phục vụ công tác tính toán thanh toán

- Các nhà máy điện tham gia thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch và triển khai thực hiện việc cung cấp nguồn nuôi cho các công tơ phục vụ đo đếm điện năng trong thị trường một cách ổn định, liên tục ngay cả khi các tổ máy ngừng phát điện. Trong quá trình thực hiện cần thống nhất giữa bên bán điện, bên mua điện, đơn vị thí nghiệm kiểm định, đơn vị thu thập số liệu đo đếm điện năng và tuân thủ đúng quy định của pháp luật có liên quan về hệ thống đo đếm điện năng.

- Trường hợp không thu thập được đầy đủ số liệu đo đếm điện năng phục vụ tính toán cho toàn bộ thị trường điện do một số tổ máy ngừng vận hành, A0 (đơn vị được giao chức năng quản lý số liệu đo đếm - MDMSP) có trách nhiệm chủ động phối hợp với các nhà máy tìm biện pháp thu thập đầy đủ số liệu các tổ máy từ hệ thống đo đếm chính, dự phòng 1 và dự phòng 2. Trường hợp có đơn vị phát điện không thu thập được số liệu theo đúng thời gian quy định, để đảm bảo tiến độ tính toán thanh toán cho các đơn vị còn lại, A0 có trách nhiệm ước tính các số liệu này theo đúng quy định và sử dụng để áp dụng tính toán các thông số chính thức phục vụ thanh toán trong thị trường điện cho tất cả các đơn vị phát điện tham gia thị trường điện. A0 có trách nhiệm tính toán lại bảng kê thanh toán phục vụ thanh toán cho đơn vị chưa thu thập được số liệu sau khi các số liệu đã được thu thập và xác nhận đầy đủ để EPTC và nhà máy điện sẽ thanh toán truy thu hoặc thoái hoàn tiền điện vào tháng tiếp theo.

- Để tăng tính chính xác trong việc xác định thành phần sản lượng Qdu (sản lượng phát sai lệch so với lệnh điều độ), các công tơ đo đếm đầu cực tổ máy và các công tơ lắp tại các điểm đo đếm tự dùng của tổ máy được coi như hệ thống đo đếm dự phòng số 2 và được sử dụng để xác định sản lượng thực phát đầu cực của các tổ máy phát điện để so sánh với việc tuân thủ lệnh điều độ theo hệ thống quản lý mệnh lệnh điều độ (DIM). Các bên liên quan có trách nhiệm kiểm tra, thiết kế, lắp đặt và đưa vào vận hành hệ thống đo đếm điện năng tại đầu cực các tổ máy phát theo đúng các tiêu chuẩn về hệ thống đo đếm dự phòng 2 được quy định tại TT 27/2009/TT-BCT ngày 25 tháng 9 năm 2009 của Bộ Công Thương về quy định đo đếm điện năng trong VCGM và các quy định pháp luật khác về hệ thống đo đếm điện năng để có thể sử dụng trong thời gian sớm nhất.

- Các đơn vị phát điện chưa hoàn thành hệ thống đo đếm theo quy định tại Thông tư số 27/2009/TT-BCT có trách nhiệm hoàn thành công tác lắp đặt và đưa vào hoạt động hệ thống này.

4. Về hệ thống quản lý mệnh lệnh điều độ (DIM)

- Các đơn vị phát điện có trách nhiệm phối hợp với A0 để xác thực lại lệnh DIM phục vụ tính toán thanh toán theo thị trường điện trong tháng 7 năm 2012. Đối với thời điểm hoàn thành lệnh điều độ của các đơn vị phát điện, cho phép xác định thời điểm này dựa trên xác nhận của các đơn vị thông qua hệ thống DIM. Các đơn vị phát điện phải nghiêm túc thực hiện lệnh điều độ theo đúng tốc độ tăng, giảm tải của tổ máy đã được xác định trong hợp đồng mua bán điện. Trong khoảng thời gian tổ máy đang khởi động hoặc đang trong quá trình ngừng máy, thời gian thực hiện sẽ được xác định căn cứ theo số liệu về thời gian khởi động và ngừng máy trong hợp đồng mua bán điện để xác định các số liệu phục vụ công tác tính toán thanh toán. Trường hợp các số liệu về tốc độ tăng giảm tải, thời gian khởi động và ngừng máy trong hợp đồng mua bán điện khác so với thực tế vận hành hiện tại của nhà máy, yêu cầu nhà máy phối hợp với EPTC và A0 để kiểm tra, xác nhận và điều chỉnh lại.

- A0 có trách nhiệm tiếp tục hoàn thiện chương trình phần mềm, sửa đổi bổ sung quy trình phối hợp vận hành hệ thống DIM và hướng dẫn, đào tạo các đơn vị thực hiện nhằm hoàn thiện hệ thống phần mềm DIM.

5. Về thực hiện tính toán lập lịch công suất để xác định công suất các tổ máy được nhận CAN

a) A0 có trách nhiệm tính toán công suất nhận CAN của các tổ máy theo đúng quy định tại Thông tư số 45/2011/TT-BCT ngày 30 tháng 12 năm 2011 của Bộ Công Thương và các quy trình hướng dẫn Thông tư đồng thời tuân thủ các nguyên tắc sau:

- Tất cả các tổ máy tham gia phát điện trong mỗi chu kỳ trên thị trường sẽ được nhận CAN tại chu kỳ đó (bao gồm cả phần công suất của các tổ máy phát do ràng buộc).

- A0 có trách nhiệm dựa trên bản chào tính toán tổng công suất nhận CAN còn lại của tất các tổ máy sẵn sàng công suất để đáp ứng phụ tải hiệu chỉnh trong chu kỳ đó, tối đa không quá 3% phụ tải hệ thống theo quy định. Trường hợp các tổ máy khởi động chậm đã ngừng để làm dự phòng, tổ máy đã ngừng sự cố sẽ không được sắp xếp tính công suất nhận CAN.

- Trong trường hợp tổng công suất các tổ máy có giá chào bằng nhau thì sẽ chia đều phần công suất được nhận CAN tại dải chào đó cho các tổ máy.

b) Các đơn vị phát điện có trách nhiệm thực hiện chào giá và công bố lại công suất trong bản chào giờ tới khi có sự cố bất thường dẫn đến thay đổi công suất khả dụng theo đúng quy định thị trường điện để A0 có đầy đủ thông tin về công suất khả dụng thực tế của tổ máy trong việc tính toán thanh toán.

6. Về thanh toán cho các nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 1 tuần (Đa Dâng, Hương Sơn, Sông Ba Hạ)

- Hiện nay, do chưa có quy định về cách xác định Qc đối với các nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 1 tuần theo hợp đồng mẫu quy định tại Thông tư 41/2010/TT-BCT, thanh toán cho các nhà máy thủy điện này được tạm tính như sau:

Tổng doanh thu nhà máy sẽ được tính theo công thức:

Rg = Rsmp + Rdu + Rcan + Rc = Pc * (Qhc * α) + (CANi + SMPi) * (Qhc * (1 - α)) + Rdu

Trong đó:

Qhc = Qm - |Qdu|: Sản lượng điện hiệu chỉnh;

Qm: Sản lượng điện tại điểm giao nhận;

Qdu: Sản lượng điện phát sai khác so với mệnh lệnh điều độ;

Rdu: Doanh thu từ sản lượng điện phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ.

α: Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng do Cục Điều tiết điện lực xác định và công bố.

- Đối với các nhà máy này không tính các doanh thu liên quan đến sản lượng phát tăng thêm (Qcon), sản lượng phát trả theo giá chào (Qbp), riêng thành phần thanh toán do phát sai so với lệnh điều độ nhà máy vẫn được A0 tính toán và cung cấp bảng kê sau ngày vận hành (nếu có).

7. Về tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng

Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng (α) từ tháng 9 đến tháng 12 năm 2012 là 90%. A0 có trách nhiệm tính toán lại sản lượng hợp đồng cho các nhà máy trong các tháng trên theo đúng tỷ lệ này.

8. Về tính toán thanh toán cho các trường hợp không thanh toán theo giá thị trường điện

a) A0 có trách nhiệm phối hợp với các Đơn vị phát điện để xác nhận các sự kiện liên quan đến các trường hợp sau:

- Các tổ máy tuabin khí vận hành chu trình đơn, vận hành với nhiên liệu hỗn hợp hoặc không phải nhiên liệu chính.

- Các giai đoạn tổ máy có phát công suất lên lưới khi khởi động tổ máy để hòa lưới và tăng công suất đến công suất phát ổn định thấp nhất, hoặc ngừng tổ máy.

- Các giai đoạn tổ máy thí nghiệm có phát công suất lên lưới.

- Các giai đoạn tổ máy chạy hoàn toàn ở chế độ phát hoặc tiêu thụ công suất phản kháng lên lưới điện theo yêu cầu của A0.

- Các chu kỳ nhà máy phải giảm công suất do ràng buộc không phải nguyên nhân của nhà máy.

- Các chu kỳ nhà máy phải ngừng tổ máy do xuất hiện trường hợp thừa nguồn.

- Các chu kỳ nhà máy có tổ máy phát điện tách khỏi hệ thống điện quốc gia và đấu nối vào lưới điện mua từ nước ngoài.

- Sản lượng điện năng chênh lệnh khi đo tổng các ngày trong tháng vào cuối tháng so với tổng sản lượng từng ngày, giá trị chênh lệch này xuất hiện do việc làm tròn số hoặc ước tính tại chương trình thu thập số liệu đo đếm để các đơn vị thanh toán phần sản lượng này theo giá hợp đồng theo đúng quy định.

b) Thanh toán cho các tổ máy tuabin khí trong quá trình khởi động: Các tổ máy tuabin khí trong quá trình khởi động chu trình hỗn hợp có một khoảng thời gian vận hành chu trình đơn, để đơn giản cho việc tính toán thanh toán, tạm thời thanh toán cho sản lượng của tổ máy trong thời gian vận hành chu trình đơn của tổ máy tuabin khí trong tiến trình khởi động, ngừng máy chu trình hỗn hợp theo nguyên tắc thị trường điện.

c) Thanh toán cho các tổ máy phát điện thí nghiệm: Đối với các nhà máy có tổ máy phát điện thí nghiệm thanh toán cho tổ máy được được thực hiện theo quy định tại Điều 75 Thông tư 18/2010/TT-BCT (theo thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện và EPTC), các tổ máy của nhà máy còn lại vẫn tham gia thị trường điện và sẽ thanh toán theo nguyên tắc thị trường.

d) Trường hợp tổ máy nhiệt điện bị ngừng không phải do nguyên nhân của tổ máy, khi khởi động lại theo mệnh lệnh điều độ của A0, sản lượng trong quá trình khởi động tổ máy tính từ thời điểm nhà máy thực hiện lệnh khởi động của A0 đến khi đạt công suất theo lệnh điều độ sẽ được thanh toán theo giá Pc.

đ) Quá trình khởi động và dừng tổ máy nhiệt điện theo lệnh điều độ hay do sự cố ngừng tổ máy sẽ không tính toán sai lệch điều độ, thời gian không tính sản lượng sai lệch theo lệnh điều độ cụ thể như sau:

- Quá trình khởi động tổ máy từ thời điểm bắt đầu khởi động tổ máy đến khi tổ máy đạt công suất Pmin đăng ký.

- Quá trình bắt đầu báo cáo ngừng máy khi tổ máy bị sự cố hoặc thời điểm nhận được lệnh yêu cầu ngừng tổ máy cho đến khi ngừng hoàn toàn (tổ máy tách lưới).

Trong quá trình thực hiện, nếu có vướng mắc, các đơn vị có trách nhiệm kịp thời báo cáo để Cục Điều tiết điện lực giải quyết theo thẩm quyền hoặc báo cáo Bộ Công Thương xem xét, quyết định./.