Tải văn bản

Thuộc tính
Nội dung
Tiếng anh
Lược đồ

BỘ CÔNG THƯƠNG -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: 03/2013/TT-BCT	Hà Nội, ngày 8 tháng 02 năm 2013

THÔNG TƯ

QUY ĐỊNH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH

Căn cứ Nghị định số 95/2012/NĐ-CP ngày 12 tháng 11 năm 2012 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;

Căn cứ Luật Điện lực ngày 03 tháng 12 năm 2004;

Căn cứ Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 của Thủ tướng Chính phủ về việc phê duyệt lộ trình, các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam;

Theo đề nghị của Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực;

Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh.

Chương I

QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1. Phạm vi điều chỉnh

Thông tư này quy định về vận hành của thị trường phát điện cạnh tranh (sau đây viết tắt là thị trường điện) và trách nhiệm của các đơn vị tham gia thị trường điện.

Điều 2. Đối tượng áp dụng

Thông tư này áp dụng đối với các đơn vị tham gia thị trường điện sau đây:

1. Đơn vị mua buôn duy nhất.

2. Đơn vị phát điện.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

4. Đơn vị truyền tải điện.

5. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng.

6. Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

Điều 3. Giải thích từ ngữ

Trong Thông tư này, các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:

1. Bản chào giá là bản chào bán điện năng lên thị trường điện của mỗi tổ máy, được đơn vị chào giá nộp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo mẫu bản chào giá quy định tại Thông tư này.

2. Bản chào giá lập lịch là bản chào giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chấp nhận để lập lịch huy động ngày tới, giờ tới.

3. Bảng kê thanh toán là bảng tính toán các khoản thanh toán cho nhà máy điện trên thị trường điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập cho mỗi ngày giao dịch và cho mỗi chu kỳ thanh toán.

4. Can thiệp vào thị trường điện là hành động thay đổi chế độ vận hành bình thường của thị trường điện mà Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải áp dụng để xử lý các tình huống quy định tại khoản 1 Điều 57 Thông tư này.

5. Chào giá theo nhóm là cơ chế chào giá khi một đơn vị đại diện thực hiện việc chào giá cho cả nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang.

6. Chi phí đầy tải là chi phí biến đổi của tổ máy phát điện khi vận hành ở chế độ đầy tải, tính bằng đồng/kWh.

7. Chu kỳ giao dịch là chu kỳ tính toán giá điện năng trên thị trường điện trong khoảng thời gian 01 giờ tính từ phút đầu tiên của mỗi giờ.

8. Chu kỳ thanh toán là chu kỳ lập chứng từ, hoá đơn cho các khoản giao dịch trên thị trường điện trong khoảng thời gian 01 tháng, tính từ ngày mùng một hàng tháng.

9. Công suất công bố là mức công suất sẵn sàng lớn nhất của tổ máy phát điện được các đơn vị chào giá hoặc Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát điện ký hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ công bố theo thời gian biểu thị trường.

10. Công suất điều độ là mức công suất của tổ máy phát điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện huy động thực tế trong chu kỳ giao dịch.

11. Công suất huy động giờ tới là mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho giờ đầu tiên trong lịch huy động giờ tới.

12. Công suất huy động ngày tới là mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho các chu kỳ giao dịch trong lịch huy động ngày tới theo kết quả lập lịch có ràng buộc.

13. Công suất phát tăng thêm là phần công suất chênh lệch giữa công suất điều độ và công suất được sắp xếp trong lịch tính giá thị trường của tổ máy phát điện.

14. Công suất thanh toán là mức công suất của tổ máy nằm trong lịch công suất hàng giờ và được thanh toán giá công suất thị trường.

15. Dịch vụ phụ trợ là các dịch vụ điều chỉnh tần số, dự phòng quay, dự phòng khởi động nhanh, dự phòng nguội, vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện, điều chỉnh điện áp và khởi động đen.

16. Điện năng phát tăng thêm là lượng điện năng phát của tổ máy phát điện do được huy động tương ứng với công suất phát tăng thêm.

17. Đơn vị chào giá là các đơn vị trực tiếp nộp bản chào giá trong thị trường điện, bao gồm các đơn vị phát điện hoặc các nhà máy điện được đăng ký chào giá trực tiếp và đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.

18. Đơn vị mua buôn duy nhất là đơn vị mua điện duy nhất trong thị trường điện, có chức năng mua toàn bộ điện năng qua thị trường điện và qua hợp đồng mua bán điện.

19. Đơn vị phát điện là đơn vị sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện tham gia thị trường điện và ký hợp đồng mua bán điện cho các nhà máy điện này với Đơn vị mua buôn duy nhất.

20. Đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch là đơn vị phát điện có nhà máy điện không được chào giá trực tiếp trên thị trường điện.

21. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch là đơn vị phát điện có nhà máy điện được chào giá trực tiếp trên thị trường điện.

22. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng là đơn vị cung cấp, lắp đặt, quản lý vận hành hệ thống thu thập, xử lý, lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và mạng đường truyền thông tin phục vụ thị trường điện.

23. Đơn vị truyền tải điện là đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực truyền tải điện, chịu trách nhiệm quản lý, vận hành lưới điện truyền tải quốc gia.

24. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện là đơn vị chỉ huy điều khiển quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia, điều hành giao dịch thị trường điện.

25. Giá công suất thị trường là mức giá cho một đơn vị công suất tác dụng xác định cho mỗi chu kỳ giao dịch, áp dụng để tính toán khoản thanh toán công suất cho các đơn vị phát điện trong thị trường điện.

26. Giá sàn bản chào là mức giá thấp nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy phát điện trong bản chào giá ngày tới.

27. Giá điện năng thị trường là mức giá cho một đơn vị điện năng xác định cho mỗi chu kỳ giao dịch, áp dụng để tính toán khoản thanh toán điện năng cho các đơn vị phát điện trong thị trường điện.

28. Giá thị trường điện toàn phần là tổng giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường của mỗi chu kỳ giao dịch.

29. Giá trần bản chào là mức giá cao nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy phát điện trong bản chào giá ngày tới.

30. Giá trần thị trường điện là mức giá điện năng thị trường cao nhất được xác định cho từng năm.

31. Giá trị nước là mức giá biên kỳ vọng tính toán cho lượng nước tích trong các hồ thủy điện khi được sử dụng để phát điện thay thế cho các nguồn nhiệt điện trong tương lai, tính quy đổi cho một đơn vị điện năng.

32. Hệ số suy giảm hiệu suất là chỉ số suy giảm hiệu suất của tổ máy phát điện theo thời gian vận hành.

33. Hệ số tải trung bình năm hoặc tháng là tỷ lệ giữa tổng sản lượng điện năng phát trong 01 năm hoặc 01 tháng và tích của tổng công suất đặt với tổng số giờ tính toán hệ số tải năm hoặc tháng.

34. Hệ thống thông tin thị trường điện là hệ thống các trang thiết bị và cơ sở dữ liệu phục vụ quản lý, trao đổi thông tin thị trường điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quản lý.

35. Hợp đồng mua bán điện là văn bản thỏa thuận mua bán điện giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện hoặc mua bán điện với nước ngoài.

36. Hợp đồng mua bán điện dạng sai khác là hợp đồng mua bán điện ký kết giữa Đơn vị mua buôn duy nhất với các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.

37. Lãi suất mặc định là mức lãi suất được tính bằng lãi suất không kỳ hạn của đồng Việt Nam trên thị trường liên ngân hàng tại thời điểm thanh toán.

38. Lập lịch có ràng buộc là việc sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương pháp tối thiểu chi phí mua điện có xét đến các ràng buộc kỹ thuật trong hệ thống điện.

39. Lập lịch không ràng buộc là việc sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương pháp tối thiểu chi phí mua điện không xét đến các ràng buộc trong hệ thống điện.

40. Lịch công suất là lịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập sau vận hành để xác định lượng công suất thanh toán trong từng chu kỳ giao dịch.

41. Lịch huy động giờ tới là lịch huy động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ cho chu kỳ giao dịch tới và ba chu kỳ giao dịch liền kề sau đó do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập.

42. Lịch huy động ngày tới là lịch huy động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ cho các chu kỳ giao dịch của ngày giao dịch tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập.

43. Lịch tính giá điện năng thị trường là lịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập sau ngày giao dịch hiện tại để xác định giá điện năng thị trường cho từng chu kỳ giao dịch.

44. Mô hình mô phỏng thị trường điện là hệ thống các phần mềm mô phỏng huy động các tổ máy phát điện và tính giá điện năng thị trường được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần.

45. Mô hình tính toán giá trị nước là hệ thống các phần mềm tối ưu thủy nhiệt điện để tính toán giá trị nước được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần.

46. Mức nước giới hạn là mức nước thượng lưu thấp nhất của hồ chứa thủy điện cuối mỗi tháng trong năm hoặc cuối mỗi tuần trong tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố.

47. Năm N là năm hiện tại vận hành thị trường điện, được tính theo năm dương lịch.

48. Ngày D là ngày giao dịch hiện tại.

49. Ngày giao dịch là ngày diễn ra các hoạt động giao dịch thị trường điện, tính từ 0h00 đến 24h00 hàng ngày.

50. Nhà máy điện BOT là nhà máy điện được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao thông qua hợp đồng giữa nhà đầu tư và cơ quan nhà nước có thẩm quyền.

51. Nhà máy điện mới tốt nhất là nhà máy nhiệt điện mới đưa vào vận hành có giá phát điện bình quân tính toán cho năm tới thấp nhất và giá hợp đồng mua bán điện được thoả thuận căn cứ theo khung giá phát điện cho nhà máy điện chuẩn do Bộ Công Thương ban hành. Nhà máy điện mới tốt nhất được lựa chọn hàng năm để sử dụng trong tính toán giá công suất thị trường.

52. Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu là các nhà máy thuỷ điện lớn có vai trò quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh do nhà nước độc quyền xây dựng và vận hành.

53. Nhóm nhà máy thủy điện bậc thang là tập hợp các nhà máy thủy điện, trong đó lượng nước xả từ hồ chứa của nhà máy thuỷ điện bậc thang trên chiếm toàn bộ hoặc phần lớn lượng nước về hồ chứa nhà máy thuỷ điện bậc thang dưới và giữa hai nhà máy điện này không có hồ chứa điều tiết nước lớn hơn 01 tuần.

54. Phần mềm lập lịch huy động là hệ thống phần mềm được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng để lập lịch huy động ngày tới và giờ tới cho các tổ máy phát điện trong thị trường điện.

55. Phụ tải hệ thống là tổng sản lượng điện năng của toàn hệ thống điện tính quy đổi về đầu cực các tổ máy phát điện và sản lượng điện năng nhập khẩu trong một chu kỳ giao dịch trừ đi sản lượng của các nhà máy phát điện có công suất nhỏ hơn hoặc bằng 30MW không tham gia thị trường điện.

56. Sản lượng đo đếm là lượng điện năng đo đếm được của nhà máy điện tại vị trí đo đếm.

57. Sản lượng hợp đồng giờ là sản lượng điện năng được phân bổ từ sản lượng hợp đồng tháng cho từng chu kỳ giao dịch và được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác.

58. Sản lượng hợp đồng năm là sản lượng điện năng cam kết hàng năm trong hợp đồng mua bán điện dạng sai khác.

59. Sản lượng hợp đồng tháng là sản lượng điện năng được phân bổ từ sản lượng hợp đồng năm cho từng tháng.

60. Sản lượng kế hoạch năm là sản lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động trong năm tới.

61. Sản lượng kế hoạch tháng là sản lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động các tháng trong năm.

62. Suất hao nhiệt là lượng nhiệt năng tiêu hao của tổ máy hoặc nhà máy điện để sản xuất ra một đơn vị điện năng.

63. Thanh toán phát ràng buộc là khoản thanh toán mà Đơn vị phát điện được nhận cho lượng điện năng phát tăng thêm.

64. Thành viên tham gia thị trường điện là các đơn vị tham gia vào các hoạt động giao dịch hoặc cung cấp dịch vụ trên thị trường điện, quy định tại Điều 2 Thông tư này.

65. Thiếu công suất là tình huống khi tổng công suất công bố của tất cả các Đơn vị phát điện nhỏ hơn nhu cầu phụ tải hệ thống dự báo trong một chu kỳ giao dịch.

66. Thông tin bảo mật là các thông tin mật theo quy định của pháp luật hoặc theo thỏa thuận giữa các bên.

67. Thông tin thị trường là toàn bộ dữ liệu và thông tin liên quan đến các hoạt động của thị trường điện.

68. Thời điểm chấm dứt chào giá là thời điểm mà sau đó các đơn vị phát điện không được phép thay đổi bản chào giá ngày tới, trừ các trường hợp đặc biệt được quy định trong Thông tư này. Trong thị trường điện, thời điểm chấm dứt chào giá là 11h30 của ngày D-1.

69. Thứ tự huy động là kết quả sắp xếp các dải công suất trong bản chào theo nguyên tắc Lập lịch không ràng buộc.

70. Thừa công suất là tình huống khi tổng lượng công suất được chào ở mức giá sàn của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và công suất dự kiến huy động của các nhà máy điện thuộc các đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trong chu kỳ giao dịch lớn hơn phụ tải hệ thống dự báo.

71. Tổng số giờ tính toán hệ số tải năm là tổng số giờ của cả năm N đối với các tổ máy đã vào vận hành thương mại từ năm N-1 trở về trước hoặc là tổng số giờ tính từ thời điểm vận hành thương mại của tổ máy đến hết năm đối với các tổ máy đưa vào vận hành thương mại trong năm N, trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế hoạch đã được phê duyệt trong năm N.

72. Tổng số giờ tính toán hệ số tải tháng là tổng số giờ của cả tháng M đối với các tổ máy đã vào vận hành thương mại từ tháng M-1 trở về trước hoặc là tổng số giờ tính từ thời điểm vận hành thương mại của tổ máy đến hết tháng đối với các tổ máy đưa vào vận hành trong tháng M, trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế hoạch đã được phê duyệt trong tháng M.

73. Tổ máy khởi động chậm là tổ máy phát điện không có khả năng khởi động và hoà lưới trong thời gian nhỏ hơn 30 phút.

Chương II

ĐĂNG KÝ THAM GIA THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 4. Trách nhiệm tham gia thị trường điện

1. Nhà máy điện có giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện, có công suất đặt lớn hơn 30 MW đấu nối vào hệ thống điện quốc gia, trừ các nhà máy điện quy định tại khoản 2 Điều này, phải tham gia thị trường điện.

2. Các nhà máy điện không tham gia thị trường điện bao gồm:

a) Nhà máy điện BOT;

b) Nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện;

c) Nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia và không xác định được kế hoạch bán điện dài hạn.

3. Trước ngày 01 tháng 11 năm N-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập danh sách các nhà máy điện có công suất đặt lớn hơn 30MW không tham gia thị trường, các đơn vị gián tiếp tham gia thị trường điện trong năm N và trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt.

4. Các nhà máy điện tham gia thị trường điện có trách nhiệm đầu tư, hoàn thiện hệ thống trang thiết bị để đấu nối vào hệ thống thông tin thị truờng điện, hệ thống SCADA/EMS và hệ thống đo đếm điện năng đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện.

Điều 5. Hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện

1. Đơn vị phát điện sở hữu các nhà máy điện quy định tại khoản 1 Điều 4 Thông tư này có trách nhiệm nộp hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện cho từng nhà máy điện.

2. Hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện bao gồm:

a) Bản đăng ký tham gia thị trường điện, trong đó ghi rõ tên, địa chỉ của Đơn vị phát điện, nhà máy điện;

b) Bản sao Giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện;

c) Tài liệu nghiệm thu đưa vào vận hành hệ thống các trang thiết bị để đấu nối vào hệ thống thông tin thị truờng điện, hệ thống SCADA/EMS và hệ thống đo đếm điện năng;

d) Các thông tin cần thiết khác theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Trường hợp Đơn vị phát điện có nhà máy điện đã vận hành thương mại nhưng không đăng ký tham gia thị trường điện cho nhà máy điện đó, trong thời hạn 60 ngày kể từ khi nhà máy điện được cấp giấy phép hoạt động điện lực để vận hành thương mại, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tiếp tục lập lịch và công bố biểu đồ huy động công suất cho nhà máy điện này và nhà máy được tạm thanh toán toàn bộ sản lượng thực tế đã phát trong chu kỳ thanh toán với giá bằng 90% giá hợp đồng mua bán điện đã ký kết giữa hai bên. Số tiền điện chênh lệch (10% còn lại) sẽ được quyết toán trong chu kỳ thanh toán của tháng đầu tiên khi nhà máy trực tiếp tham gia chào giá trên thị trường điện.

Điều 6. Phê duyệt hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện

1. Trong thời hạn 10 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thẩm định và trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt.

2. Trong trường hợp hồ sơ không hợp lệ, trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải có văn bản yêu cầu Đơn vị phát điện bổ sung, hoàn thiện hồ sơ.

3. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản trình của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm ban hành quyết định phê duyệt và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đưa nhà máy điện vào danh sách tham gia thị trường điện.

4. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ khi nhà máy điện được phép tham gia thị trường điện, Đơn vị phát điện có trách nhiệm đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về chủ thể chào giá trên thị truờng điện (Đơn vị phát điện hoặc nhà máy điện).

Điều 7. Thông tin thành viên tham gia thị trường điện

1. Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm đăng ký các thông tin chung về đơn vị cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lưu trữ thông tin đăng ký, cập nhật các thay đổi về thông tin đăng ký của các thành viên tham gia thị trường điện.

3. Thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện khi có sự thay đổi các thông tin đã đăng ký.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố thông tin đăng ký của các thành viên tham gia thị trường điện và các thông tin đăng ký đã thay đổi.

Điều 8. Đình chỉ và khôi phục quyền tham gia thị trường điện của nhà máy điện

1. Nhà máy điện bị đình chỉ quyền tham gia thị trường điện trong các truờng hợp sau:

a) Không thực hiện đầy đủ các quy định tại khoản 4 Điều 4 Thông tư này;

b) Có một trong các hành vi sau đây:

- Không cung cấp thông tin hoặc cung cấp thông tin không chính xác cho việc lập kế hoạch vận hành thị trường điện và lịch huy động các tổ máy trong hệ thống điện;

- Thoả thuận với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoặc Đơn vị phát điện khác trong việc chào giá để được lập lịch huy động không đúng quy định;

- Thoả thuận trực tiếp hoặc gián tiếp với các đơn vị khác trong việc công bố công suất và chào giá trên thị trường điện nhằm tăng giá điện năng thị trường và làm ảnh hưởng đến an ninh cung cấp điện;

- Các hành vi vi phạm khác gây hậu quả nghiêm trọng về đảm bảo cung ứng điện hoặc về tài chính cho các đơn vị khác trong thị trường điện.

2. Cục Điều tiết điện lực có quyền đình chỉ quyền tham gia thị trường điện của nhà máy điện có hành vi vi phạm quy định tại khoản 1 Điều này. Trình tự và thủ tục đình chỉ quyền tham gia thị trường của nhà máy điện được quy định tại Điều 112 Thông tư này.

3. Trong thời gian nhà máy điện bị đình chỉ quyền tham gia thị trường điện:

a) Đơn vị phát điện hoặc nhà máy điện không được chào giá trực tiếp trên thị trường điện nhưng phải tuân thủ các quy định khác của Thông tư này;

b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch và công bố biểu đồ huy động công suất cho nhà máy điện bị đình chỉ quyền tham gia thị trường điện. Nhà máy được tạm thanh toán toàn bộ sản lượng thực tế đã phát trong chu kỳ thanh toán với giá bằng 90% giá hợp đồng mua bán điện đã ký kết giữa hai bên. Số tiền điện chênh lệch (10% còn lại) sẽ được quyết toán trong chu kỳ thanh toán của tháng đầu tiên khi nhà máy được khôi phục lại quyền tham gia thị trường điện.

4. Nhà máy điện bị đình chỉ được khôi phục quyền tham gia thị trường điện khi đáp ứng các điều kiện sau:

a) Khi hết thời hạn đình chỉ quyền tham gia thị trường điện;

b) Đã hoàn thành các nghĩa vụ quy định trong quyết định đình chỉ quyền tham gia thị trường điện.

5. Khi đã đáp ứng đủ các điều kiện quy định tại khoản 4 Điều này, nhà máy điện có trách nhiệm gửi văn bản đề nghị khôi phục quyền tham gia thị trường điện kèm theo các tài liệu chứng minh tới Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra và báo cáo Cục Điều tiết điện lực cho phép nhà máy điện được tham gia thị trường điện.

6. Trong trường hợp thời hạn đình chỉ quyền tham gia thị trường điện kết thúc nhưng nhà máy điện chưa đáp ứng đủ điều kiện quy định tại điểm b khoản 4 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực để xem xét xử lý.

Điều 9. Chấm dứt tham gia thị trường điện

1. Nhà máy điện chấm dứt tham gia thị trường điện trong các trường hợp sau:

a) Theo đề nghị của Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện trong các trường hợp sau:

- Nhà máy điện của Đơn vị phát điện ngừng vận hành hoặc ngừng phát điện vào hệ thống điện quốc gia;

- Nhà máy điện của Đơn vị phát điện không duy trì và không có khả năng khôi phục lại công suất đặt lớn hơn 30 MW.

b) Giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện của nhà máy điện bị thu hồi hoặc hết hiệu lực.

2. Trong trường hợp quy định tại điểm a khoản 1 Điều này, Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện có trách nhiệm nộp hồ sơ đề nghị chấm dứt tham gia thị trường điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thẩm định, trình Cục Điều tiết điện lực xem xét trong thời hạn ít nhất 30 ngày trước thời điểm muốn chấm dứt tham gia thị trường điện.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật hồ sơ lưu trữ thông tin đăng ký và công bố thông tin về việc chấm dứt tham gia thị trường điện của nhà máy điện.

4. Trong trường hợp nhà máy điện có hành vi vi phạm trước thời điểm chấm dứt tham gia thị trường điện, Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện đó có trách nhiệm tiếp tục thực hiện các quy định về điều tra và xử lý vi phạm theo quy định tại Thông tư này.

CÁC NGUYÊN TẮC VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 12. Giá thị trường toàn phần

Giá thị trường toàn phần cho chu kỳ giao dịch được tính bằng tổng của 02 (hai) thành phần sau:

1. Giá điện năng thị trường.

2. Giá công suất thị trường.

Điều 13. Giá điện năng thị trường

1. Giá điện năng thị trường là giá chung cho toàn hệ thống, được dùng để tính toán khoản thanh toán điện năng trên thị trường điện cho mỗi chu kỳ giao dịch.

2. Giá điện năng thị trường do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán sau thời điểm vận hành dựa trên phương pháp lập lịch không ràng buộc.

3. Giá điện năng thị trường không vượt quá mức giá trần thị trường do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và Cục Điều tiết điện lực phê duyệt hàng năm.

4. Việc xác định giá điện năng thị trường được quy định tại Điều 65 và 67 Thông tư này.

Điều 14. Giá công suất thị trường

1. Giá công suất thị trường cho từng chu kỳ giao dịch được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới và không thay đổi trong năm áp dụng.

2. Giá công suất thị trường được tính toán trên nguyên tắc đảm bảo cho Nhà máy điện mới tốt nhất thu hồi đủ chi phí biến đổi và cố định.

3. Việc xác định giá công suất thị trường được quy định tại Điều 25 và Điều 26 Thông tư này.

Điều 15. Hợp đồng mua bán điện dạng sai khác

1. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm ký hợp đồng mua bán điện dạng sai khác theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.

2. Sản lượng hợp đồng năm được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán dựa trên sản lượng kế hoạch năm và tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng quy định tại khoản 5 Điều này. Sản lượng kế hoạch năm được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới theo Điều 27 Thông tư này.

3. Sản lượng hợp đồng tháng được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới dựa trên việc phân bổ sản lượng hợp đồng năm vào các tháng theo Điều 28 Thông tư này.

4. Sản lượng hợp đồng giờ được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định trong quá trình lập kế hoạch vận hành tháng tới căn cứ trên việc phân bổ sản lượng hợp đồng tháng vào các giờ trong tháng theo Điều 36 Thông tư này.

5. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xác định và công bố tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng của đơn vị phát điện hàng năm tuỳ theo từng loại hình công nghệ theo nguyên tắc sau:

a) Đảm bảo hài hoà các mục tiêu:

- Từng bước giảm tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng;

- Ổn định doanh thu của đơn vị phát điện;

- Ổn định giá phát điện bình quân, phù hợp với quy định về xây dựng biểu giá bán lẻ điện.

b) Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng được quy định riêng cho các loại hình công nghệ thủy điện và nhiệt điện, tỷ lệ này không cao hơn 95% và không thấp hơn 60%.

Điều 16. Nguyên tắc thanh toán trong thị trường điện

1. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch được thanh toán theo giá thị trường điện và thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác.

2. Khoản thanh toán theo giá thị trường chỉ áp dụng cho Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và được tính toán căn cứ trên các yếu tố sau:

a) Giá điện năng thị trường;

b) Giá công suất thị trường;

c) Sản lượng điện năng và công suất huy động.

3. Việc thanh toán cho các Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch được thực hiện theo quy định tại Chương VI Thông tư này.

4. Các đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch được thanh toán theo các quy định tại hợp đồng mua bán điện.

KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Mục 1. KẾ HOẠCH VẬN HÀNH NĂM TỚI

Điều 17. Kế hoạch vận hành năm tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành năm tới, bao gồm các nội dung sau:

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 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;

P_NL: 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 (P_NL)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 căn cứ trên số liệu trong hợp đồng mua bán điện hoặc hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Trường hợp hệ số chi phí phụ của tổ máy nhiệt điện không có trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện thì hệ số chi phí phụ của tổ máy nhiệt điện đó được xác định theo quy định về phương pháp xác định giá phát điện; trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành khung giá phát điện và phê duyệt hợp đồng mua bán điện.

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 thời gian biểu thị trường quy định tại Phụ lục I 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.

Điều 18. Phân loại các nhà máy thuỷ điện

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

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;

c) 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.

Điều 19. Dự báo phụ tải cho lập kế hoạch vận hành năm tới

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. 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 và phụ tải từng miền Bắc, Trung, Nam cho cả năm và từng tháng trong năm.

2. Biểu đồ phụ tải các ngày điển hình các miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống các tháng trong năm.

3. Công suất cực đại, cực tiểu của phụ tải hệ thống trong từng tháng.

Điều 20. Dịch vụ phụ trợ cho kế hoạch vận hành năm tới

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.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lựa chọn nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ và ký hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ với Đơn vị phát điện theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 21. Phân loại tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh năm tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân loại các tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh theo quy định tại Quy trình phân loại tổ máy và tính giá trần bản chào của nhà máy nhiệt điện.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định hệ số tải trung bình năm của các tổ máy phát điện.

3. Căn cứ hệ số tải trung bình năm từ kết quả mô phỏng, các tổ máy được phân loại thành 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%.

Điều 22. Xác định giới hạn giá chào của tổ máy nhiệt điện

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);

K_DC: Hệ số điều chỉnh giá trần theo kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện. Đối với tổ máy nhiệt điện chạy nền K_DC= 2%; tổ máy nhiệt điện chạy lưng K_DC = 5%; tổ máy nhiệt điện chạy đỉnh K_DC = 20%;

P_NL: 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 (P_NL) 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);

: 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 thời gian biểu thị trường tại Phụ lục I Thông tư này.

Điều 23. Xác định giá trần thị trường

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.

Điều 24. Lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất

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 các điểm a, b và 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.

Điều 25. Nguyên tắc xác định giá công suất thị trường

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 0h00 đến 4h00 và từ 22h00 đến 24h00.

3. Giá công suất thị trường tỷ lệ với phụ tải hệ thống dự báo cho chu kỳ giao dịch.

Điều 26. Trình tự xác định giá công suất thị trường

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:

R_TTĐ: 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;

SMP_i: 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 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:

TC_BNE: Chi phí phát điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);

P_BNE: Chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh của Nhà máy điện mới tốt nhất xác định tại khoản 4 Điều 23 Thông tư này (đồng/kWh);

: Sản lượng dự kiến 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);

TC_BNE: 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:

Q_BNE: 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 (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);

Q_BNE: 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).

Điều 27. Xác định sản lượng hợp đồng năm

Sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện được xác định trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới, bao gồm các bước sau:

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 đặc tính kỹ thuật của nhà máy thuỷ điện.

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

nếu

Trong đó:

: Sản lượng kế hoạch năm N của nhà máy điện (kWh);

: Sản lượng dự kiến năm N của nhà máy điện xác định từ kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới (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 xác định giá phát điện; trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành khung giá phát điện và phê duyệt hợp đồng mua bán điện.

3. Tính toán sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện theo công thức sau:

Trong đó:

Q_c: 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.

Điều 28. Xác định sản lượng hợp đồng tháng

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 năm tới, bao gồm các bước sau:

1. Sử dụng mô hình mô phỏng thị trường 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);

Q_c: 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).

Điều 29. Trách nhiệm xác định và ký kết sản lượng hợp đồng năm và tháng

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 cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch để kiểm tra.

2. Đơn vị mua buôn duy nhất và 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 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;

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.

Điều 30. Xác định giá phát điện bình quân dự kiến cho năm N

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;

P_PDTB: 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);

C_DVPT: Tổng chi phí mua dịch vụ phụ trợ trong năm N (đồng).

3. Giá thị trường toàn phần bình quân được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

i: Chu kỳ giao dịch i trong năm N;

I: Tổng chu kỳ giao dịch trong năm N;

: Giá thị trường toàn phần bình quân năm N (đồng/kWh);

: Sản lượng dự kiến phát vào thị trường của tất cả các nhà máy phát điện tham gia thị trường trong chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường có ràng buộc (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).

Mục 2. KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THÁNG TỚI

Điều 31. Dự báo phụ tải cho lập kế hoạch vận hành tháng tới

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. 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 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 cho các tuần trong tháng.

Điều 32. Tính toán giá trị nước

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán giá trị nước cho các tuần trong tháng tới. Kết quả tính toán giá trị nước được sử dụng để lập kế hoạch vận hành tháng tới bao gồm:

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 giới hạn các tuần trong tháng của các hồ chứa thủy điện.

Điều 33. Phân loại tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh tháng tới

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.

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%.

Điều 34. Điều chỉnh giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và điều chỉnh giá trần bản chào các tổ máy nhiệt điện trong tháng tới theo phương pháp quy định tại Điều 22 Thông tư 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 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 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 33 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 thời gian biểu thị trường quy định tại Phụ lục I Thông tư này.

Điều 35. Điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng

1. Sản lượng hợp đồng tháng được phép điều chỉnh trong trường hợp lịch bảo dưỡng sửa chữa của nhà máy tháng M bị thay đổi so với kế hoạch vận hành năm theo yêu cầu Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện, không phải do các nguyên nhân của nhà máy. 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 sẽ 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 và báo cáo Cục Điều tiết điện lực để xem xét điều chỉnh cho tháng tiếp theo.

Điều 36. Xác định sản lượng hợp đồng giờ

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định sản lượng hợp đồng giờ trong tháng tới cho nhà máy điện theo các bước sau:

1. Sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định sản lượng dự kiến từng giờ trong tháng của nhà máy điện 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 (không) 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 (không) 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 khoản 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.

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 cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch theo thời gian biểu thị trường điện quy định tại Phụ lục I 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 35 và sản lượng hợp đồng giờ theo kết quả tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

Mục 3. KẾ HOẠCH VẬN HÀNH TUẦN TỚI

Điều 37. Giá trị nước tuần tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật số liệu dự báo phụ tải, 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 dưới 02 ngày;

d) Mức nước giới hạn tuần của các hồ chứa thủy điện có khả năng điều tiết trên 01 tuần.

Điều 38. Xác định sản lượng hợp đồng của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần

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.

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.

Điều 39. Giới hạn giá chào của nhà máy thuỷ 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 37 Thông tư này, cụ thể như sau:

a) Giá sàn bản chào bằng 0 (không) 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 (không) 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.

Chương V

VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Mục 1. VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN NGÀY TỚI

Điều 40. Thông tin cho vận hành thị trường điện ngày tới

Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định, tính toán và công bố các thông tin sau:

1. Biểu đồ dự báo phụ tải ngày D của toàn hệ thống và từng miền Bắc, Trung, Nam.

2. Sản lượng dự kiến của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu, các nhà máy gián tiếp tham gia thị trường, nhà máy điện BOT trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.

3. Tổng sản lượng khí dự kiến ngày tới của các nhà máy nhiệt điện khí sử dụng chung một nguồn khí.

4. Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.

5. Các kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải.

Điều 41. Bản chào giá

Bản chào giá phải tuân thủ các nguyên tắc sau:

1. Có tối đa 05 (năm) cặp giá chào (đồng/kWh) và công suất (MW) cho tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D.

2. Công suất trong bản chào giá là công suất tại đầu cực máy phát điện.

3. Công suất chào của dải chào sau không được thấp hơn công suất của dải chào liền trước. Bước chào tối thiểu là 03 (ba) MW.

4. Có các thông tin về thông số kỹ thuật của tổ máy, bao gồm:

a) Công suất công bố của tổ máy cho ngày D;

b) Công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy;

c) Tốc độ tăng và giảm công suất tối đa của tổ máy;

d) Ràng buộc kỹ thuật khi vận hành đồng thời các tổ máy.

5. Công suất công bố của tổ máy trong bản chào ngày D không thấp hơn mức công suất công bố trong ngày D-2 theo Quy trình đánh giá an ninh hệ thống điện ngắn hạn được quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải trừ trường hợp sự cố kỹ thuật bất khả kháng. Nhà máy có trách nhiệm cập nhập công suất công bố khi có sự cố dẫn đến giảm công suất khả dụng.

6. Trong điều kiện bình thường dải công suất chào đầu tiên trong bản chào giá của các tổ máy nhiệt điện phải bằng công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy. Dải công suất chào cuối cùng phải bằng công suất công bố. Đối với các nhà máy nhiệt điện trong quá trình khởi động và dừng máy được phép cập nhật bản chào giờ với công suất thấp hơn công suất phát ổn định thấp nhất.

7. Các nhà máy thủy điện có thể chào các dải công suất đầu tiên trong từng giờ bằng 0 (không) MW nhưng dải công suất chào cuối cùng phải bằng công suất công bố.

8. Đơn vị của giá chào là đồng/kWh, với số thập phân nhỏ nhất là 0,1.

9. Giá chào trong khoảng từ giá sàn đến giá trần của tổ máy và không giảm theo chiều tăng của công suất chào.

Mẫu bản chào giá được quy định tại Phụ lục III Thông tư này.

Điều 42. Chào giá nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang

1. Nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang có trách nhiệm chào giá theo một bản chào giá chung cả nhóm và tuân thủ giới hạn giá chào quy định tại Điều 38 Thông tư này.

2. Các nhà máy điện trong nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang có trách nhiệm thỏa thuận và thống nhất chỉ định đơn vị đại diện chào giá. Đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang có trách nhiệm nộp văn bản đăng ký kèm theo văn bản thỏa thuận giữa các nhà máy điện trong nhóm cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Trong trường hợp không đăng ký đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm chào giá thay cho các nhà máy thuộc nhóm này theo đúng giá trị nước của nhóm.

4. Đơn vị đại diện chào giá có trách nhiệm tuân thủ các quy định về chào giá đối với tất cả các nhà máy điện trong nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.

5. Trong trường hợp nhà máy thuỷ điện thuộc nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang đề xuất tự chào giá, căn cứ theo đề xuất của nhà máy thuỷ điện thuộc nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang và các ràng buộc tối ưu sử dụng nước của cả nhóm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét, quyết định việc chào giá của nhà máy thuỷ điện này.

6. Giá trị nước của nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang là giá trị nước của hồ thuỷ điện lớn nhất trong bậc thang đó. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định hồ thuỷ điện dùng để tính toán giá trị nước cho nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang cùng với việc phân loại các nhà máy thuỷ điện quy định tại Điều 18 Thông tư này.

7. Trong trường hợp nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang có nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu:

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng phát hàng giờ trong tuần tới của từng nhà máy điện trong nhóm nhà máy thủy điện bậc thang theo quy định tại khoản 2 Điều 37 Thông tư này;

b) Khi sản lượng công bố của nhà máy thủy điện đa mục tiêu trong nhóm bị điều chỉnh theo quy định tại Điều 53 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh sản lượng công bố của các nhà máy điện ở bậc thang dưới cho phù hợp.

Điều 43. Chào giá nhà máy thuỷ điện khác

1. Các nhà máy thủy điện khác có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên chào giá trên thị trường và tuân thủ giới hạn giá chào quy định tại Điều 39 Thông tư này.

2. Các nhà máy thủy điện khác có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày có trách nhiệm nộp bản chào giá của ngày D cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Bản chào của các nhà máy này được quy định như sau:

a) Giá chào bằng 0 đ/kWh cho tất cả các dải chào;

b) Công suất chào bằng công suất dự kiến phát của tổ máy trong chu kỳ giao dịch.

Điều 44. Nộp bản chào giá

1. Trước 11h30 ngày D-1, đơn vị chào giá có trách nhiệm nộp bản chào giá ngày D.

2. Các đơn vị chào giá nộp bản chào giá qua hệ thống thông tin thị trường. Trong trường hợp do sự cố không thể sử dụng hệ thống thông tin thị trường, đơn vị chào giá có trách nhiệm thống nhất với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các phương thức khác cho việc nộp bản chào giá theo thứ tự ưu tiên sau:

a) Bằng thư điện tử vào địa chỉ hòm thư do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định;

b) Bằng fax theo số fax do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định;

c) Nộp bản chào trực tiếp tại trụ sở Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

Điều 45. Kiểm tra tính hợp lệ của bản chào giá

1. 30 phút trước thời điểm chấm dứt chào giá, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của bản chào giá đã nhận được từ các đơn vị chào giá theo quy định tại Điều 41 Thông tư này. Trường hợp đơn vị chào giá gửi nhiều bản chào giá thì chỉ xem xét bản chào giá nhận được cuối cùng.

2. Trong trường hợp bản chào giá không hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo ngay cho đơn vị nộp bản chào giá đó và yêu cầu đơn vị này nộp lại bản chào giá lần cuối trước thời điểm chấm dứt chào giá.

3. Sau khi nhận được thông báo của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về bản chào giá không hợp lệ, đơn vị chào giá có trách nhiệm sửa đổi và nộp lại bản chào giá trước thời điểm chấm dứt chào giá.

Điều 46. Bản chào giá lập lịch

1. Sau thời điểm chấm dứt chào giá, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của các bản chào giá nhận được cuối cùng theo quy định tại Điều 41 Thông tư này. Bản chào giá cuối cùng hợp lệ được sử dụng làm bản chào giá lập lịch cho việc lập lịch huy động ngày tới.

2. Trong trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không nhận được bản chào giá hoặc bản chào giá cuối cùng của đơn vị chào giá không hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng bản chào giá mặc định của Đơn vị phát điện đó làm bản chào giá lập lịch.

3. Bản chào giá mặc định của các nhà máy điện được xác định như sau:

a) Đối với các nhà máy nhiệt điện, bản chào giá mặc định là bản chào giá hợp lệ gần nhất. Trong trường hợp bản chào giá hợp lệ gần nhất không phù hợp với trạng thái vận hành thực tế của tổ máy, bản chào giá mặc định là bản chào giá tương ứng với trạng thái hiện tại và nhiên liệu sử dụng trong bộ bản chào giá mặc định áp dụng cho tháng đó của tổ máy. Đơn vị chào giá có trách nhiệm xây dựng bộ bản chào mặc định áp dụng cho tháng tới của tổ máy nhiệt điện tương ứng với các trạng thái vận hành và nhiên liệu của tổ máy và nộp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 25 hàng tháng;

b) Đối với các nhà máy thuỷ điện và nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang, bản chào giá mặc định là bản chào có giá chào bằng giá trị nước tuần đã được công bố.

Điều 47. Số liệu sử dụng cho lập lịch huy động ngày tới

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng các số liệu dưới đây để lập lịch huy động ngày tới:

1. Biểu đồ phụ tải ngày của toàn hệ thống và từng miền Bắc, Trung, Nam.

2. Các bản chào giá lập lịch của các đơn vị chào giá.

3. Công suất công bố của các thuỷ điện quy định tại khoản 2 Điều 37, khoản 7 Điều 42 và khoản 2 Điều 43 Thông tư này.

4. Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu quy định tại Điều 60 và Điều 61 Thông tư này.

5. Công suất các tổ máy của các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ.

6. Yêu cầu về công suất dự phòng quay và điều tần.

7. Lịch bảo dưỡng sửa chữa lưới điện truyền tải và các tổ máy phát điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt.

8. Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện.

9. Biểu đồ huy động của các nhà máy điện bị đình chỉ quyền tham gia thị trường điện quy định tại khoản 3 Điều 8 Thông tư này.

10. Công suất công bố của các nhà máy điện BOT.

11. Các kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy định Hệ thống điện truyền tải.

12. Thông tin cập nhật về độ sẵn sàng của lưới điện truyền tải và các tổ máy phát điện từ hệ thống SCADA hoặc do Đơn vị truyền tải và các đơn vị phát điện cung cấp.

Điều 48. Lập lịch huy động ngày tới

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động ngày tới. Lịch huy động ngày tới bao gồm:

1. Lịch huy động không ràng buộc, bao gồm:

a) Giá điện năng thị trường dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới;

b) Thứ tự huy động các tổ máy phát điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.

2. Lịch huy động ràng buộc, bao gồm:

a) Biểu đồ dự kiến huy động từng tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới, giá biên từng miền trong từng chu kỳ giao dịch ngày tới;

b) Lịch ngừng, khởi động và trạng thái nối lưới dự kiến của từng tổ máy trong ngày tới;

c) Phương thức vận hành, sơ đồ kết dây dự kiến của hệ thống điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới;

d) Các thông tin cảnh báo (nếu có).

3. Lập lịch huy động ngày tới trong trường hợp thừa công suất

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán việc ngừng và khởi động lại các tổ máy trong trường hợp thừa công suất theo nguyên tắc sau:

a) Ngừng các tổ máy có giá hợp đồng mua bán điện (Pc) theo thứ tự từ cao đến thấp;

b) Ngừng các tổ máy có chi phí khởi động từ thấp đến cao;

c) Khi khởi động lại theo thứ tự các tổ máy có giá hợp đồng mua bán điện (Pc) theo thứ tự từ thấp đến cao;

d) Tính toán thời gian ngừng các tổ máy để đáp ứng yêu cầu của hệ thống, hạn chế việc vận hành lên, xuống các tổ máy nhiều lần.

Điều 49. Công bố lịch huy động ngày tới

Trước 16h00 hàng ngày, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các thông tin trong lịch huy động ngày tới, cụ thể như sau:

1. Công suất huy động dự kiến bao gồm cả công suất điều tần và dự phòng quay của các tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới. Giá biên từng miền trong từng chu kỳ giao dịch ngày tới.

2. Giá điện năng thị trường dự kiến cho từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.

3. Danh sách các tổ máy dự kiến phải phát tăng hoặc phát giảm công suất trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.

4. Thông tin về cảnh báo thiếu công suất trong ngày tới (nếu có), bao gồm:

a) Các chu kỳ giao dịch dự kiến thiếu công suất;

b) Lượng công suất thiếu;

c) Các ràng buộc an ninh hệ thống bị vi phạm.

5. Thông tin về cảnh báo thừa công suất (nếu có) trong ngày tới, bao gồm:

a) Các chu kỳ giao dịch dự kiến thừa công suất;

b) Các tổ máy dự kiến sẽ dừng phát điện.

Điều 50. Hoà lưới tổ máy phát điện

1. Đối với tổ máy khởi động chậm, Đơn vị phát điện có trách nhiệm chuẩn bị sẵn sàng để hoà lưới tổ máy này theo lịch huy động ngày tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố. Trường hợp thời gian khởi động của tổ máy lớn hơn 24 giờ, Đơn vị phát điện có trách nhiệm hoà lưới tổ máy này căn cứ trên kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố.

2. Đối với tổ máy không phải là khởi động chậm, Đơn vị phát điện có trách nhiệm chuẩn bị sẵn sàng để hoà lưới tổ máy này theo lịch huy động giờ tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố.

3. Trong quá trình hòa lưới của các tổ máy nhiệt điện, Đơn vị phát điện có trách nhiệm cập nhật công suất từng giờ vào bản chào giờ trước 60 phút để phục vụ vận hành và tính toán thanh toán.

Điều 51. Biện pháp xử lý khi có cảnh báo thiếu công suất

1. Sửa đổi bản chào giá

a) Đơn vị chào giá được phép sửa đổi và nộp lại bản chào giá ngày tới hoặc cho các chu kỳ giao dịch còn lại trong ngày D cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ít nhất 60 phút trước giờ vận hành có thay đổi bản chào giá;

b) Bản chào giá sửa đổi không được giảm công suất chào và thay đổi giá chào so với bản chào ngày tới của đơn vị chào giá đó;

c) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của các bản chào giá sửa đổi và sử dụng làm bản chào giá lập lịch để lập lịch huy động giờ tới và tính giá thị trường điện.

2. Sửa đổi công suất công bố của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép sửa đổi công suất công bố của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo quy định tại khoản 2 Điều 53 Thông tư này.

Mục 2. VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIỜ TỚI

Điều 52. Dữ liệu lập lịch huy động giờ tới

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng các số liệu dưới đây để lập lịch huy động giờ tới:

1. Biểu đồ phụ tải của toàn hệ thống và từng miền Bắc, Trung, Nam dự báo cho giờ tới và 03 giờ tiếp theo.

2. Kế hoạch hòa lưới của các tổ máy khởi động chậm theo lịch huy động ngày tới đã được công bố.

3. Các bản chào giá lập lịch của các đơn vị chào giá có cập nhật các bản chào giờ của các tổ máy khởi động chậm trong quá trình hoà lưới, bản chào giờ của các tổ máy trong quá trình ngừng tổ máy và các tổ máy công bố tăng công suất trong trường hợp hệ thống điện thiếu nguồn.

4. Sản lượng công bố của các nhà máy thủy điện đa mục tiêu.

5. Công suất điều tần, dự phòng quay, dự phòng khởi động nhanh, dự phòng nguội và vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện cho giờ tới.

6. Độ sẵn sàng của lưới điện truyền tải và các tổ máy phát điện từ hệ thống SCADA hoặc do Đơn vị truyền tải điện và các đơn vị phát điện cung cấp.

7. Các ràng buộc khác về an ninh hệ thống.

8. Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện.

Điều 53. Điều chỉnh sản lượng công bố của nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu

1. Trước khi lập lịch huy động giờ tới, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép điều chỉnh sản lượng giờ của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu đã được công bố theo quy định tại khoản 2 Điều 40 Thông tư này trong các trường hợp sau:

a) Có biến động bất thường về thuỷ văn;

b) Có cảnh báo thiếu công suất theo lịch huy động ngày tới;

c) Có quyết định của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền về điều tiết hồ chứa của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu phục vụ mục đích chống lũ, tưới tiêu.

2. Phạm vi điều chỉnh sản lượng giờ của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong các trường hợp quy định tại điểm a và điểm b khoản 1 Điều này là ±5% của tổng công suất đặt của các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu trong hệ thống điện không bao gồm phần công suất dành cho điều tần và dự phòng quay.

Điều 54. Lập lịch huy động giờ tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động giờ tới cho các tổ máy phát điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc và phương pháp lập lịch không ràng buộc.

2. Lập lịch huy động giờ tới trong trường hợp thiếu công suất

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập lịch huy động các tổ máy theo thứ tự sau:

- Theo bản chào giá lập lịch;

- Các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo công suất điều chỉnh;

- Các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng nguội theo lịch huy động ngày tới;

- Các tổ máy cung cấp dịch vụ vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện;

- Công suất dự phòng quay;

- Giảm công suất dự phòng điều tần xuống mức thấp nhất cho phép.

b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kiểm tra, xác định lượng công suất dự kiến cần sa thải để đảm bảo an ninh hệ thống.

3. Lập lịch huy động giờ tới trong trường hợp thừa công suất

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh lịch huy động giờ tới thông qua các biện pháp theo thứ tự sau:

a) Dừng các tổ máy tự nguyện ngừng phát điện;

b) Giảm dần công suất phát của các tổ máy khởi động chậm về mức công suất phát ổn định thấp nhất;

c) Giảm tối thiểu công suất phát của tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng quay;

d) Giảm tối thiểu công suất phát của tổ máy cung cấp dịch vụ điều tần;

đ) Dừng các tổ máy khởi động chậm theo thứ tự sau:

- Có thời gian khởi động ngắn nhất;

- Có giá hợp đồng mua bán điện (Pc) từ cao đến thấp;

- Có chi phí khởi động từ thấp đến cao. Chi phí khởi động do Đơn vị mua buôn duy nhất thỏa thuận với Đơn vị phát điện và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

- Có mức công suất thấp nhất đủ để giải quyết tình trạng thừa công suất.

Điều 55. Công bố lịch huy động giờ tới

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lịch huy động giờ tới 15 phút trước giờ vận hành, bao gồm các nội dung sau:

1. Dự báo phụ tải giờ tới của toàn hệ thống và các miền Bắc, Trung, Nam.

2. Lịch huy động các tổ máy phát điện, giá biên các miền Bắc, Trung, Nam trong giờ tới và 03 giờ tiếp theo được lập theo quy định tại Điều 54 Thông tư này.

3. Các biện pháp xử lý của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong trường hợp thiếu hoặc thừa công suất.

4. Các thông tin về việc điều chỉnh công suất công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo quy định tại Điều 53 Thông tư này.

5. Lịch sa thải phụ tải dự kiến (nếu có).

Mục 3. VẬN HÀNH THỜI GIAN THỰC

Điều 56. Điều độ hệ thống điện thời gian thực

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm vận hành hệ thống điện trong thời gian thực căn cứ lịch huy động giờ tới đã được công bố và tuân thủ quy định về vận hành hệ thống điện thời gian thực tại Quy định hệ thống điện truyền tải.

2. Đơn vị phát điện có trách nhiệm tuân thủ lệnh điều độ do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Đơn vị phát điện sở hữu các nhà máy thuỷ điện có trách nhiệm tuân thủ theo quy định về mức nước giới hạn tuần được quy định tại Điều 37 Thông tư này. Trường hợp hồ chứa của nhà máy thuỷ điện vi phạm mức nước giới hạn tuần:

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cảnh báo việc nhà máy vi phạm mức nước giới hạn tuần, nhà máy điện có trách nhiệm điều chỉnh giá chào trong các ngày tiếp theo để đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần tiếp theo;

b) Trong trường hợp hồ chứa của nhà máy có 02 tuần liền vi phạm mức nước giới hạn tuần thì tuần tiếp theo nhà máy sẽ không được tự chào giá và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép can thiệp vào lịch huy động các nhà máy điện này căn cứ kết quả tính toán giá trị nước để đảm bảo các yêu cầu về an ninh hệ thống điện và đưa mực nước của hồ chứa về mức nước giới hạn tuần.

Trong trường hợp mức nước hồ chứa bị vi phạm hoàn toàn do việc huy động trên cơ sở bản chào giá của nhà máy, không phải do huy động để đảm bảo yêu cầu về an ninh hệ thống điện thì trong thời gian bị can thiệp các nhà máy này chỉ được thanh toán với giá bằng 90% giá hợp đồng mua bán điện nhưng không quá 02 tuần kể từ khi bị can thiệp;

c) Sau 02 tuần kể từ khi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện can thiệp, mức nước của hồ chứa vẫn vi phạm mức nước giới hạn tuần do điều kiện thuỷ văn hoặc do phải huy động nhà máy để đảm bảo yêu cầu về an ninh hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép tiếp tục can thiệp vào lịch huy động các nhà máy điện. Trong thời gian này nhà máy điện được thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện;

d) Khi đã đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần, nhà máy thuỷ điện được tiếp tục tham gia chào giá vào tuần tiếp theo;

đ) Trước 10h00 ngày thứ Hai, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo về việc lập lịch huy động kể từ ngày thứ Ba cho Đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn duy nhất trong các trường hợp sau:

- Nhà máy vi phạm mức nước hồ chứa và nhà máy bị can thiệp lịch huy động;

- Mức nước hồ chứa của nhà máy đã về mức nước giới hạn tuần, nhà máy được phép chào giá.

Điều 57. Can thiệp vào thị trường điện

1. Các trường hợp can thiệp vào thị trường điện

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép can thiệp vào thị trường điện trong các trường hợp sau:

a) Hệ thống đang vận hành trong chế độ khẩn cấp được quy định trong Quy định hệ thống điện truyền tải;

b) Không thể đưa ra lịch huy động giờ tới 15 phút trước giờ vận hành.

2. Trong trường hợp can thiệp vào thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm huy động các tổ máy để đảm bảo các mục tiêu theo thứ tự ưu tiên sau:

a) Đảm bảo cân bằng được công suất phát và phụ tải;

b) Đáp ứng được yêu cầu về dự phòng điều tần;

c) Đáp ứng được yêu cầu về dự phòng quay;

d) Đáp ứng được yêu cầu về chất lượng điện áp.

3. Công bố thông tin về can thiệp vào thị trường điện

a) Khi can thiệp vào thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải công bố các nội dung sau:

- Các lý do phải can thiệp thị trường điện;

- Các chu kỳ giao dịch dự kiến can thiệp vào thị trường điện.

b) Trong thời hạn 24 giờ kể từ khi kết thúc can thiệp vào thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các nội dung sau:

- Các lý do phải can thiệp vào thị trường điện;

- Các chu kỳ giao dịch can thiệp vào thị trường điện;

- Các biện pháp do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện áp dụng để can thiệp vào thị trường điện.

Điều 58. Dừng thị trường điện

1. Thị trường điện dừng vận hành khi xảy ra một trong các trường hợp sau:

a) Do các tình huống khẩn cấp về thiên tai hoặc bảo vệ an ninh quốc phòng;

b) Do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đề nghị dừng thị trường điện trong các trường hợp:

- Hệ thống điện vận hành trong chế độ cực kỳ khẩn cấp được quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải;

- Không đảm bảo việc vận hành thị trường điện an toàn, liên tục.

c) Các trường hợp khác theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền.

2. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét, quyết định dừng thị trường điện trong các trường hợp quy định tại điểm a điểm b khoản 1 Điều này và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho các thành viên tham gia thị trường điện về quyết định dừng thị trường điện của Cục Điều tiết điện lực.

4. Vận hành hệ thống điện trong thời gian dừng thị trường điện:

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều độ, vận hành hệ thống điện theo các nguyên tắc sau:

- Đảm bảo hệ thống vận hành an toàn, ổn định, tin cậy với chi phí mua điện cho toàn hệ thống thấp nhất;

- Đảm bảo thực hiện các thoả thuận về sản lượng trong các hợp đồng xuất khẩu, nhập khẩu điện, hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện BOT và các hợp đồng mua bán điện có cam kết sản lượng của các nhà máy điện khác;

b) Các đơn vị phát điện, Đơn vị truyền tải điện và các đơn vị có liên quan khác có trách nhiệm tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

Điều 59. Khôi phục thị trường điện

1. Thị trường điện được khôi phục vận hành khi đảm bảo các điều kiện sau:

a) Các nguyên nhân dẫn đến việc dừng thị trường điện đã được khắc phục;

b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác nhận về khả năng vận hành lại thị trường điện.

2. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét, quyết định khôi phục thị trường điện và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho các thành viên tham gia thị trường điện về quyết định khôi phục thị trường điện của Cục Điều tiết điện lực.

Mục 4. XUẤT KHẨU, NHẬP KHẨU ĐIỆN TRONG VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 60. Xử lý điện năng xuất khẩu trong lập lịch huy động

1. Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng điện năng xuất khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.

2. Sản lượng điện năng xuất khẩu được tính như phụ tải tại điểm xuất khẩu và được dùng để tính toán dự báo phụ tải hệ thống phục vụ lập lịch huy động ngày tới và giờ tới.

Điều 61. Xử lý điện năng nhập khẩu trong lập lịch huy động

1. Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng điện năng nhập khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.

2. Sản lượng điện năng nhập khẩu trong lập lịch huy động được tính như nguồn phải phát với biểu đồ đã được công bố trước trong ngày tới.

Điều 62. Thanh toán cho lượng điện năng xuất khẩu và nhập khẩu

Lượng điện năng nhập khẩu được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện đã được ký kết giữa các bên.

Chương VI

TÍNH TOÁN GIÁ ĐIỆN NĂNG THỊ TRƯỜNG VÀ THANH TOÁN TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Mục 1. SỐ LIỆU ĐO ĐẾM ĐIỆN NĂNG

Điều 63. Cung cấp số liệu đo đếm

1. Trước 15h00 ngày D+1, Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị mua buôn duy nhất số liệu đo đếm điện năng của từng chu kỳ giao dịch của ngày D.

2. Trước ngày làm việc thứ 08 sau khi kết thúc chu kỳ thanh toán, Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện số liệu đo đếm điện năng trong chu kỳ thanh toán được quy định tại Quy định về đo đếm điện năng trong thị trường phát điện cạnh tranh.

Điều 64. Lưu trữ số liệu đo đếm

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và các hồ sơ liên quan trong thời hạn ít nhất là 05 năm.

Mục 2. TÍNH TOÁN GIÁ ĐIỆN NĂNG THỊ TRƯỜNG VÀ CÔNG SUẤT THANH TOÁN

Điều 65. Xác định giá điện năng thị trường

1. Sau ngày giao dịch D, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch tính giá điện năng thị trường cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D theo trình tự sau:

a) Tính toán phụ tải hệ thống trong chu kỳ giao dịch bằng cách quy đổi sản lượng đo đếm về phía đầu cực các tổ máy phát điện;

b) Thực hiện lập lịch tính giá điện năng thị trường theo phương pháp lập lịch không ràng buộc theo trình tự như sau:

- Sắp xếp cố định dưới phần nền của biểu đồ phụ tải hệ thống điện các sản lượng phát thực tế của các Đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch thị trường điện, điện năng nhập khẩu, nhà máy điện BOT, các tổ máy thí nghiệm, nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia, các tổ máy bị tách ra khỏi thị trường điện;

- Sắp xếp các dải công suất trong bản chào giá lập lịch của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch.

2. Giá điện năng thị trường bằng giá chào của dải công suất cuối cùng được xếp lịch để đáp ứng mức phụ tải hệ thống trong lịch tính giá điện năng thị trường. Trong trường hợp giá chào của dải công suất cuối cùng trong lịch tính giá điện năng thị trường cao hơn giá trần thị trường, giá điện năng thị trường được tính bằng giá trần thị trường.

3. Trước 9h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá điện năng thị trường của từng chu kỳ giao dịch trong ngày D.

Điều 66. Xác định công suất thanh toán

1. Các nguyên tắc xác định công suất thanh toán cho từng chu kỳ giao dịch:

a) Các tổ máy tham gia phát điện trong mỗi chu kỳ trên thị trường được lập lịch nhận giá công suất thị trường cho chu kỳ đó trừ các tổ máy khởi động chậm đã ngừng để làm dự phòng, tổ máy đã ngừng sự cố;

b) Công suất thanh toán của tổ máy tối thiểu bằng sản lượng điện năng của tổ máy tại đầu cực máy phát điện trong chu kỳ giao dịch;

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

2. Sau ngày giao dịch D, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch công suất cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D theo trình tự sau:

a) Tính toán phụ tải hiệu chỉnh trong chu kỳ giao dịch bằng phụ tải hệ thống cộng thêm các thành phần sau:

- Công suất dự phòng quay cho chu kỳ giao dịch;

- Công suất điều tần cho chu kỳ giao dịch;

- Thành phần công suất khuyến khích và công suất của các tổ máy phát tăng thêm được tính bằng 3% tổng sản lượng phát của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch thị trường điện trong chu kỳ giao dịch.

b) Thực hiện lập lịch công suất theo phương pháp lập lịch không ràng buộc để đáp ứng mức phụ tải hiệu chỉnh được xác định tại điểm a Khoản này theo trình tự sau:

- Sắp xếp cố định dưới phần nền của biểu đồ phụ tải hệ thống điện các sản lượng phát thực tế của các Đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch thị trường điện, điện năng nhập khẩu, nhà máy điện BOT, các tổ máy thí nghiệm, nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia, các tổ máy bị tách ra khỏi thị trường điện;

- Sắp xếp công suất điều tần, dự phòng quay và công suất phát tăng thêm của các tổ máy phát điện cho chu kỳ giao dịch của tổ máy với mức giá bằng 0 (không) đồng/kWh;

- Sắp xếp các dải công suất trong bản chào giá lập lịch của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch trừ các tổ máy khởi động chậm đã ngừng để làm dự phòng, tổ máy đã ngừng sự cố.

3. Lượng công suất thanh toán của tổ máy trong chu kỳ giao dịch tính bằng lượng công suất của tổ máy đó được xếp trong lịch công suất.

4. Trước 9h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lượng công suất thanh toán của từng tổ máy trong các chu kỳ giao dịch của ngày D.

Điều 67. Xác định giá điện năng thị trường và công suất thanh toán khi can thiệp vào thị trường điện

1. Trong trường hợp thời gian can thiệp thị trường nhỏ hơn 24 giờ:

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng bản chào giá hợp lệ để xác định giá điện năng thị trường theo quy định tại Điều 65 và lượng công suất thanh toán theo quy định tại Điều 66 Thông tư này;

b) Trong trường hợp tổ máy không có bản chào giá hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng giá sàn cho phần sản lượng hợp đồng giờ và giá trần bản chào cho sản lượng ngoài hợp đồng để lập lịch tính giá điện năng thị trường và lịch công suất cho chu kỳ giao dịch đó.

2. Trong trường hợp thời gian can thiệp thị trường lớn hơn hoặc bằng 24 giờ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không có trách nhiệm thực hiện tính toán giá điện năng thị trường và công suất thanh toán cho khoảng thời gian thị trường bị can thiệp.

Mục 3. THANH TOÁN CHO ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN GIAO DỊCH TRỰC TIẾP

Điều 68. Sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường điện

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các thành phần sản lượng điện năng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch phục vụ thanh toán trong thị trường điện, bao gồm:

a) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường (Qbp);

b) Sản lượng điện năng phát tăng thêm (Qcon);

c) Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu);

d) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmp).

2. Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường trong chu kỳ giao dịch được xác định như sau:

a) Xác định các tổ máy có giá chào cao hơn giá trần thị trường được xếp lịch tính giá thị trường cho chu kỳ giao dịch i và vị trí đo đếm của tổ máy đó;

b) Tính toán sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào tại từng vị trí đo đếm xác định tại điểm a Khoản này theo công thức sau:

nếu

Trong đó:

i: Chu kỳ giao dịch thứ i;

j: Điểm đo đếm thứ j của nhà máy nhiệt điện, xác định tại điểm a Khoản này;

: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: Sản lượng điện năng đo đếm tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: Sản lượng điện năng ứng với lượng công suất có giá chào thấp hơn hoặc bằng giá trần thị trường trong chu kỳ giao dịch i của các tổ máy có đấu nối vào vị trí đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh);

: Sản lượng điện năng ứng với lượng công suất có giá chào cao hơn giá trần thị trường và được xếp trong lịch tính giá thị trường trong chu kỳ giao dịch i của các tổ máy có đấu nối vào vị trí đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh).

c) Tính toán sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào cho nhà máy điện theo công thức sau:

Trong đó:

j: Điểm đo đếm thứ j của nhà máy nhiệt điện, xác định tại điểm a Khoản này;

J: Tổng số các điểm đo đếm của nhà máy điện có tổ máy chào cao hơn giá trần thị trường và được xếp lịch tính giá thị trường;

: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh).

3. Sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:

a) Tính toán sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch tại đầu cực của tổ máy theo công thức sau:

Trong đó:

: Sản lượng điện năng phát tăng thêm của tổ máy tính tại đầu cực trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

i: Chu kỳ giao dịch thứ i;

J: Số lần thay đổi lệnh điều độ do ràng buộc trong chu kỳ giao dịch i;

: Thời điểm lần thứ j trong chu kỳ giao dịch i Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ thay đổi công suất của tổ máy phát điện do ràng buộc (phút). Trường hợp tại thời điểm này mà công suất của tổ máy phát điện thấp hơn thì được xác định là thời điểm tổ máy đạt công suất;

: Thời điểm tổ máy đạt được mức công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ tại thời điểm (phút); Trường hợp tại thời điểm này mà công suất của tổ máy phát điện thấp hơn thì được xác định là thời điểm tổ máy đạt công suất;

: Công suất của tổ máy được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (kW);

: Công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm . Trường hợp công suất này nhỏ hơn thì công suất này được tính bằng;

: Công suất tổ máy đạt được tại thời điểm . Trường hợp công suất này nhỏ hơn thì công suất này được tính bằng;

Khoảng thời gian từ thời điểm lệnh điều độ công suất đến thời điểm mà tổ máy phát điện đạt được công suất được xác định như sau:

a: Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy đăng ký trong bản chào giá lập lịch (MW/phút).

b) Xác định sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch của tổ máy, , bằng cách quy đổi sản lượng từ vị trí đầu cực tổ máy về vị trí đo đếm.

c) Tính toán sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i theo công thức sau:

Trong đó:

: Tổng sản lượng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

g: Tổ máy phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;

G: Tổng số tổ máy phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;

: Sản lượng phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (kWh).

4. Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu) của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:

a) Xác định sản lượng huy động theo lệnh điều độ

Sản lượng huy động theo lệnh điều độ của Đơn vị phát điện là sản lượng tại đầu cực máy phát được tính toán căn cứ theo lệnh điều độ huy động tổ máy của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, căn cứ vào công suất theo lệnh điều độ và tốc độ tăng giảm tải của tổ máy phát điện. Sản lượng huy động theo lệnh điều độ được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

i: Chu kỳ giao dịch thứ i;

J: Số lần thay đổi lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i;

: Thời điểm lần thứ j trong chu kỳ giao dịch i Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ thay đổi công suất của tổ máy phát điện (phút);

: Thời điểm tổ máy đạt được mức công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ tại thời điểm (phút);

: Sản lượng huy động theo lệnh điều độ tính tại đầu cực máy phát xác định cho chu kỳ giao dịch i;

: Công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm ;

: Công suất tổ máy đạt được tại thời điểm .

Khoảng thời gian từ thời điểm lệnh điều độ công suất đến thời điểm mà tổ máy phát điện đạt được công suất được xác định như sau:

a: Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy đăng ký trong bản chào giá lập lịch (MW/phút);

b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán quy đổi sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdd_i^j ) về vị trí đo đếm;

c) Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ tính tại đầu cực máy phát xác định cho chu kỳ giao dịch i;

: Sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: Sản lượng huy động theo lệnh điều độ được quy đổi về vị trí đo đếm cho chu kỳ giao dịch i.

d) Trường hợp tổ máy trong quá trình khởi động hoặc quá trình dừng máy thì sản lượng Qdu này bằng không (Qdu_i = 0). Nếu tổ máy này có ràng buộc kỹ thuật, gây ảnh hưởng đến công suất phát của các tổ máy khác của nhà máy thì các tổ máy bị ảnh hưởng này cũng không tính sản lượng Qdu (Qdu_i = 0).

đ) Sai số điện năng điều độ đối với các tổ máy có công suất lắp đặt dưới 100 MW là 5%, đối với các tổ máy có công suất lắp đặt từ 100 MW trở lên là 03% nhưng trong mọi trường hợp không nhỏ hơn 1,5 MW. Trường hợp sản lượng nằm trong giới hạn sai số cho phép thì phần sản lượng này bằng không (= 0).

5. Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo công thức sau:

Trường hợp sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ dương (> 0):

Trường hợp sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ âm (< 0):

Trong đó:

: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: Sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: Sản lượng điện được thanh toán theo giá chào trong chu kỳ giao dịch i đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường (kWh);

: Sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i.

Điều 69. Điều chỉnh sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường điện

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán điều chỉnh lại các thành phần sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường trong các chu kỳ giao dịch quy định tại khoản 1 Điều 68 Thông tư này căn cứ vào các thành phần sản lượng sau:

a) Sản lượng điện hợp đồng giờ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i () được xác định theo quy định tại Điều 36 Thông tư này;

b) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmp_i) của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại khoản 5 Điều 68 Thông tư này;

c) Sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i ().

2. Các thành phần sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường được điều chỉnh trong các trường hợp sau:

a) Trường hợp trong chu kỳ giao dịch i sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện nhỏ hơn hoặc bằng sản lượng điện hợp đồng giờ (≤ );

b) Trường hợp trong chu kỳ giao dịch i sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện lớn hơn sản lượng điện hợp đồng giờ của nhà máy điện (> ) đồng thời sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện nhỏ hơn sản lượng hợp đồng giờ (< ).

3. Nguyên tắc điều chỉnh

a) Trong trường hợp quy định tại điểm a khoản 2 Điều này, sản lượng điện năng phát tăng thêm (Qcon_i) và sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy có giá chào cao hơn giá trần thị trường (Qbp_i) được điều chỉnh trong chu kỳ giao dịch này bằng không (Qcon_i = 0; Qbp_i = 0);

b) Trong trường hợp quy định tại điểm b khoản 2 Điều này, các sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường điện được điều chỉnh theo nguyên tắc đảm bảo không được làm thay đổi sản lượng điện năng đo đếm trong chu kỳ giao dịch này và theo quy định tại Quy trình lập lịch huy động các tổ máy phát điện, vận hành thời gian thực và tính toán thanh toán trong thị trường điện.

Điều 70. Thanh toán điện năng thị trường

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán tổng các khoản thanh toán điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

Trong đó:

Rg: Tổng các khoản thanh toán điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);

Rsmp: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);

Rbp: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá chào đối với các nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);

: Khoản thanh toán cho phần sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ thanh toán (đồng);

Rdu: Khoản thanh toán cho phần sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ trong chu kỳ thanh toán (đồng).

2. Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán được xác định theo trình tự sau:

a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

Trong đó:

: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng);

SMP_i : Giá điện năng thị trường của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng/kWh);

: Sản lượng điện năng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (kWh).

b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

Trong đó:

: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);

i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán;

: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện của chu kỳ giao dịch i (đồng).

3. Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường trong chu kỳ thanh toán được xác định theo trình tự sau:

a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

Trong đó:

: Khoản thanh toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

j: Dải chào thứ j trong bản chào giá của các tổ máy thuộc nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường và được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường;

J: Tổng số dải chào trong bản chào giá của nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường và được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường;

: Giá chào tương ứng với dải chào j trong bản chào của các tổ máy của nhà máy nhiệt điện g trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

: Mức giá chào cao nhất trong các dải chào được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

: Tổng công suất được chào với mức giá trong bản chào của nhà máy nhiệt điện được huy động trong chu kỳ giao dịch i và quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);

: Tổng sản lượng điện năng có giá chào cao hơn giá trần thị trường của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh).

b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

Trong đó:

: Khoản thanh toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);

i: Chu kỳ giao dịch i trong đó nhà máy điện được huy động với mức giá chào cao hơn giá trần;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong đó nhà máy điện được huy động với mức giá chào cao hơn giá trần;

: Khoản thanh toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng).

4. Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:

d) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

Trong đó:

: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

g: Tổ máy phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;

G: Tổng số tổ máy phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;

: Điện năng phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i, (kWh);

: Giá chào cao nhất tương ứng với dải công suất phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh). Đối với các nhà máy thuỷ điện nếu giá chào này lớn hơn giá trần thị trường điện thì lấy bằng giá trần thị trường điện.

e) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

Trong đó:

Rcon: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ thanh toán (đồng);

i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch của của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ;

Rcon_i: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i (đồng).

5. Trường hợp nhà máy thuỷ điện được huy động do điều kiện ràng buộc phải phát và có giá chào cao hơn giá trần thị trường hoặc được huy động công suất với dải chào giá cao hơn giá trần thị trường thì nhà máy được thanh toán cho phần sản lượng phát tương ứng trong chu kỳ đó bằng giá trần thị trường.

6. Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch.

a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

- Trường hợp sản lượng điện năng phát tăng thêm so với lệnh điều độ:

Trong đó:

: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

g: Tổ máy phát tăng thêm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;

G: Tổng số tổ máy phát tăng thêm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;

: Điện năng phát tăng thêm so với lệnh điều độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i, (kWh);

: Giá chào thấp nhất của tất cả các tổ máy trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).

- Trường hợp sản lượng điện năng phát giảm so với lệnh điều độ:

Trong đó:

: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

g: Tổ máy phát giảm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;

G: Tổng số tổ máy phát giảm so với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;

: Điện năng phát giảm so với lệnh điều độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i(kWh);

SMP_i : Giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

Pbp_i,max: Giá chào của của tổ máy đắt nhất được thanh toán trong chu kỳ giao dịch i.

b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

Trong đó:

: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ thanh toán (đồng);

i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai khác so với lệnh điều độ;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch của của chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai khác so với lệnh điều độ;

: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng).

Điều 71. Thanh toán công suất thị trường

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán công suất thị trường cho nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:

1. Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

Trong đó:

: Khoản thanh toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

g: Tổ máy của nhà máy điện được thanh toán theo giá công suất;

G: Tổng số các tổ máy của nhà máy điện được thanh toán theo giá công suất;

: Giá công suất thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kW);

: Lượng công suất thanh toán của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (kW).

2. Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

Trong đó:

Rcan: Khoản thanh toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);

i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong chu kỳ thanh toán;

Rcan_i: Khoản thanh toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng).

Điều 72. Khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác

Căn cứ vào giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố, Đơn vị phát điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:

Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

Trong đó:

: Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

P_c: Giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác (đồng/kWh). Đối với các nhà máy thuỷ điện giá hợp đồng này chưa bao gồm thuế tài nguyên nước và phí môi trường rừng;

SMP_i: Giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

CAN_i: Giá công suất thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).

Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

Trong đó:

Rc: Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ thanh toán (đồng);

i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán;

: Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng).

Điều 73. Thanh toán khi can thiệp vào thị trường điện

1. Trường hợp thời gian can thiệp thị trường nhỏ hơn 24 giờ, Đơn vị phát điện được nhận các khoản thanh toán quy định tại Điều 69, Điều 71 và Điều 72 theo giá điện năng thị trường và lượng công suất thanh toán xác định tại Điều 67 Thông tư này.

2. Trường hợp thời gian can thiệp thị trường lớn hơn hoặc bằng 24 giờ, Đơn vị phát điện được thanh toán theo giá hợp đồng cho toàn bộ sản lượng điện năng đo đếm.

Điều 74. Thanh toán khi dừng thị trường điện

Trong thời gian dừng thị trường điện, Đơn vị phát điện được thanh toán theo giá hợp đồng cho toàn bộ sản lượng điện năng đo đếm.

Mục 4. THANH TOÁN DỊCH VỤ PHỤ TRỢ VÀ THANH TOÁN KHÁC

Điều 75. Thanh toán chi phí cơ hội cho dịch vụ dự phòng quay

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán chi phí cơ hội cho Đơn vị phát điện cung cấp dịch vụ dự phòng quay trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:

a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

Trong đó:

Rspn_i: Khoản thanh toán chi phí cơ hội cho Đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

g: Tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng quay của Đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i;

G: Tổng số tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng quay của Đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i;

: Công suất lập lịch cung cấp dịch vụ dự phòng quay của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i theo lịch huy động giờ tới (kWh);

: Chi phí cơ hội trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy g (đồng/kWh). Chi phí cơ hội được tính toán như sau:

Trong đó:

: Giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i của ngày D (đồng/kWh);

: Giá chào lớn nhất trong số các mức giá chào tương ứng với các dải công suất cung cấp dịch vụ dự phòng quay (đồng/kWh).

b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

Trong đó:

: Khoản thanh toán chi phí cơ hội trong chu kỳ thanh toán (đồng);

i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán mà Đơn vị phát điện cung cấp dự phòng quay;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong chu kỳ thanh toán mà Đơn vị phát điện cung cấp dự phòng quay;

Rspn_i: Khoản thanh toán chi phí cơ hội trong chu kỳ giao dịch i (đồng).

2. Chi phí cơ hội chỉ được thanh toán cho các tổ máy nhiệt điện cung cấp dự phòng quay.

Điều 76. Thanh toán cho dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ dự phòng nguội, dịch vụ vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện

Đơn vị cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ dự phòng nguội, dịch vụ vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện được thanh toán theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ đã được ký kết giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 77. Thanh toán cho nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu

Thanh toán cho nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu được thực hiện theo hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất.

Điều 78. Thanh toán cho các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán thanh toán doanh thu cho các nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày theo công thức sau:

a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

Rg_i = Pc × (Qhc_i × α) + (CAN_i + SMP_i) × (Qhc_i ×(1 - α)) + Rdu_i

Trong đó:

Rg_i: Khoản thanh toán cho nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

Pc: Giá hợp đồng mua bán điện (đồng/kWh);

Qhc_i : Sản lượng điện hiệu chỉnh trong chu kỳ giao dịch i (kWh) được xác định như sau:

- Trường hợp Qdu_i > 0, Qhc_i = Qm_i - Qdu_i;

- Trường hợp Qdu_i ≤ 0, Qhc_i = Qm_i.

Qm_i: Sản lượng điện năng tại điểm giao nhận trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

Qdu_i: Sản lượng điện năng phát sai khác so với mệnh lệnh điều độ (kWh) trong chu kỳ giao dịch i.

Rdu_i: Thanh toán cho sản lượng điện phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

SMP_i: Giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

CAN_i: Giá công suất thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

α: Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng cho các nhà máy thủy điện do Cục Điều tiết điện lực công bố.

b) Thanh toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

Trong đó:

: Khoản thanh toán cho nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày (đồng);

i: Chu kỳ giao dịch thứ i cuả chu kỳ thanh toán;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán;

Rg_i: Khoản thanh toán cho nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

Điều 79. Thanh toán khác

1. Đơn vị phát điện có tổ máy phát hoặc nhận công suất phản kháng trong chế độ chạy bù đồng bộ được thanh toán cho lượng điện năng hữu công nhận từ lưới điện theo quy định tại hợp đồng mua bán điện.

2. Tổ máy nhiệt điện bị buộc phải ngừng theo quy định tại điểm đ khoản 3 Điều 54 Thông tư này được thanh toán chi phí khởi động theo mức chi phí thỏa thuận giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các tổ máy trong trường hợp này cho Đơn vị mua buôn duy nhất để làm căn cứ thanh toán chi phí khởi động.

3. Trường hợp sản lượng đo đếm điện năng tháng do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo quy định tại khoản 2 Điều 63 có sai khác so với tổng điện năng đo đếm các ngày trong tháng do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo quy định tại khoản 1 Điều 63 Thông tư này, phần điện năng chênh lệch được thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện đã ký giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.

4. Trường hợp các tổ máy nhiệt điện tuabin khí có chung đuôi hơi có thời điểm vận hành chu trình đơn, vận hành với nhiên liệu hỗn hợp hoặc không phải nhiên liệu chính theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện thì việc thanh toán cho các chu kỳ giao dịch đó không thực hiện theo quy định tại mục 3 Chương VI Thông tư này. Việc thanh toán cho nhà máy tuabin khí trong chu kỳ này được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất tương ứng với cấu hình tổ máy khi vận hành chu trình đơn, vận hành với nhiên liệu hỗn hợp hoặc không phải nhiên liệu chính.

5. Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện tách khỏi hệ thống điện quốc gia và đấu nối vào lưới điện mua từ nước ngoài, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong ngày giao dịch được thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện.

6. Trường hợp tổ máy bị ràng buộc phải phát giảm công suất mà nguyên nhân không do lỗi của nhà máy dẫn đến không đảm bảo sản lượng hợp đồng giờ, thì sản lượng hợp đồng giờ áp dụng cho thanh toán trong thị trường điện của nhà máy được điều chỉnh bằng sản lượng phát thực tế của nhà máy trong chu kỳ giao dịch đó. Trường hợp tổ máy phải khởi động lại thì được thanh toán chi phí khởi động theo mức chi phí thỏa thuận giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.

7. Trường hợp nhà máy có tổ máy phát điện thí nghiệm

a) Trường hợp tổ máy thí nghiệm có ràng buộc kỹ thuật, gây ảnh hưởng đến công suất phát của các tổ máy khác của nhà máy trong quá trình thí nghiệm thì tách toàn bộ nhà máy đó ra khỏi thị trường điện trong các chu kỳ chạy thí nghiệm. Toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các chu kỳ có thí nghiệm được thanh toán theo quy định tại hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất tương ứng với cấu hình tổ máy và loại nhiên liệu sử dụng;

b) Trường hợp tổ máy thí nghiệm không có ràng buộc kỹ thuật gây ảnh hưởng đến công suất phát của các tổ máy khác của nhà máy trong quá trình thí nghiệm thì tách riêng tổ máy thí nghiệm đó ra khỏi thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát của tổ máy thí nghiệm lên lưới trong các chu kỳ có thí nghiệm được thanh toán theo quy định tại hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất tương ứng với cấu hình tổ máy và loại nhiên liệu sử dụng. Các tổ máy khác vẫn tham gia thị trường điện và thanh toán theo quy định tại mục 3 Chương VI Thông tư này.

8. Trường hợp nhà máy điện tua bin khí phải dừng máy và khởi động lại theo yêu cầu của hệ thống điện trong thời gian tổ máy khả dụng chu trình đơn, vận hành với nhiên liệu hỗn hợp hoặc không phải nhiên liệu chính thì nhà máy được thanh toán chi phí khởi động này theo thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn duy nhất.

9. Trường hợp tổ máy đã có kế hoạch ngừng máy được phê duyệt nhưng vẫn phải phát công suất theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện, thì tách toàn bộ nhà máy đó ra khỏi thị trường điện trong khoảng thời gian phát công suất theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong khoảng thời gian này được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất.

Mục 5. TRÌNH TỰ, THỦ TỤC THANH TOÁN

Điều 80. Số liệu phục vụ tính toán thanh toán thị trường điện

Trước 9h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổng hợp và cung cấp cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện số liệu phục vụ việc tính toán thanh toán cho từng nhà máy điện theo quy định tại Phụ lục VI Thông tư này.

Điều 81. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho ngày giao dịch

1. Trước ngày D+4, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ cho ngày giao dịch đó theo mẫu quy định tại Phụ lục IV Thông tư này.

2. Trước ngày D+6, Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm xác nhận bảng kê thanh toán thị trường điện theo quy định trên trang Thông tin điện tử thị trường điện; thông báo lại cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các sai sót trong bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ (nếu có).

3. Vào ngày D+6, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện hoàn chỉnh cho ngày D.

Điều 82. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổng hợp các số liệu thanh toán cho tất cả ngày giao dịch trong chu kỳ thanh toán và kiểm tra, đối chiếu với biên bản tổng hợp sản lượng điện năng do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng cung cấp.

2. Trong thời hạn 10 ngày làm việc kể từ ngày giao dịch cuối cùng của chu kỳ thanh toán, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và phát hành bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán.

3. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán bao gồm các bảng kê thanh toán cho từng ngày giao dịch và bảng tổng hợp theo mẫu quy định tại Phụ lục V Thông tư này và biên bản xác nhận chỉ số công tơ và sản lượng điện năng.

Điều 83. Hồ sơ thanh toán điện năng

1. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch lập và gửi chứng từ thanh toán thị trường điện cho Đơn vị mua buôn duy nhất căn cứ trên bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán.

2. Đơn vị phát điện lập và gửi chứng từ thanh toán hợp đồng cho Đơn vị mua buôn duy nhất theo các quy định trong hợp đồng mua bán điện đã ký giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.

3. Trước ngày 20 hàng tháng, Đơn vị phát điện lập và gửi hóa đơn thanh toán cho Đơn vị mua buôn duy nhất. Hóa đơn thanh toán bao gồm các khoản thanh toán thị trường điện và thanh toán hợp đồng trong chu kỳ thanh toán.

Điều 84. Hồ sơ thanh toán cho hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ

Đơn vị phát điện có trách nhiệm lập hồ sơ thanh toán dịch vụ phụ trợ theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

Điều 85. Hiệu chỉnh hóa đơn

1. Trong trường hợp hóa đơn có sai sót, Đơn vị phát điện hoặc Đơn vị mua buôn duy nhất có quyền đề nghị hiệu chỉnh hóa đơn trong thời hạn 01 tháng kể từ ngày phát hành. Các bên liên quan có trách nhiệm phối hợp xác định và thống nhất các khoản thanh toán hiệu chỉnh.

2. Đơn vị phát điện có trách nhiệm bổ sung khoản thanh toán hiệu chỉnh vào hóa đơn của chu kỳ thanh toán tiếp theo.

Điều 86. Thanh toán

1. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện thanh toán theo hoá đơn của Đơn vị phát điện, thời hạn thanh toán căn cứ theo quy định tại hợp đồng mua bán điện đã ký kết giữa hai bên.

2. Đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm thống nhất phương thức thanh toán trong thị trường điện phù hợp với quy định tại Thông tư này và các quy định có liên quan.

3. Trường hợp đến thời hạn thanh toán mà Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chưa phát hành bảng kê thanh toán tháng thì Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện tạm thanh toán toàn bộ sản lượng thực tế đã phát trong chu kỳ thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện đã ký kết giữa hai bên và quyết toán số tiền điện chênh lệch vào các tháng tiếp theo.

Điều 87. Xử lý các sai sót trong thanh toán

Trường hợp có thanh toán thừa hoặc thiếu so với hóa đơn, các đơn vị liên quan xử lý các sai sót này theo quy định trong hợp đồng mua bán điện hoặc hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ.

Chương VII

PHẦN MỀM CHO HOẠT ĐỘNG CỦA THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 88. Phần mềm cho hoạt động của thị trường điện

1. Các phần mềm cho hoạt động của thị trường điện bao gồm:

a) Mô hình mô phỏng thị trường;

b) Mô hình tính toán giá trị nước;

c) Phần mềm lập lịch huy động và điều độ;

d) Phần mềm phục vụ tính toán thanh toán;

đ) Các phần mềm khác phục vụ hoạt động thị trường điện.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xây dựng, phát triển và vận hành các phần mềm phục vụ thị trường điện.

Điều 89. Yêu cầu đối với phần mềm cho hoạt động của thị trường điện

1. Đảm bảo tính chính xác, độ tin cậy, tính bảo mật và đáp ứng được các tiêu chuẩn do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xây dựng.

2. Có đầy đủ các hướng dẫn kỹ thuật, quy trình vận hành kèm theo.

Điều 90. Xây dựng và phát triển các phần mềm cho hoạt động của thị trường điện

1. Các phần mềm cho hoạt động thị trường điện phải được xây dựng, phát triển để hỗ trợ thực hiện các tính toán và giao dịch được quy định tại Thông tư này và các quy trình vận hành của thị trường điện.

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

a) Xây dựng các tiêu chuẩn đối với các phần mềm cho hoạt động của thị trường điện;

b) Thẩm định, kiểm tra khả năng đáp ứng của phần mềm đối với các tiêu chuẩn quy định tại điểm a Khoản này trước khi áp dụng;

c) Công bố danh sách, các thuật toán và quy trình sử dụng các phần mềm cho hoạt động của thị trường điện.

Điều 91. Kiểm toán phần mềm

1. Các phần mềm phục vụ thị trường phải được kiểm toán trong các trường hợp sau:

a) Trước khi thị trường điện chính thức vận hành;

b) Trước khi đưa phần mềm mới vào sử dụng;

c) Sau khi hiệu chỉnh, nâng cấp có ảnh hưởng đến việc tính toán;

d) Kiểm toán định kỳ.

2. Kiểm toán phần mềm do đơn vị kiểm toán độc lập thực hiện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm đề xuất đơn vị kiểm toán độc lập, trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố kết quả kiểm toán cho các thành viên tham gia thị trường điện.

Chương VIII

HỆ THỐNG THÔNG TIN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN VÀ QUY ĐỊNH VỀ CÔNG BỐ THÔNG TIN

Mục 1. HỆ THỐNG THÔNG TIN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 92. Cấu trúc hệ thống thông tin thị trường điện

Hệ thống thông tin thị trường điện bao gồm các thành phần cơ bản sau:

1. Hệ thống phần cứng và phần mềm phục vụ quản lý và trao đổi thông tin thị trường điện.

2. Hệ thống cơ sở dữ liệu và lưu trữ.

3. Cổng thông tin điện tử phục vụ thị trường điện, bao gồm cả trang thông tin điện tử nội bộ và trang thông tin điện tử công cộng.

Điều 93. Quản lý và vận hành hệ thống thông tin thị trường điện

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xây dựng, quản lý và vận hành Hệ thống thông tin thị trường điện.

2. Các thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm đầu tư các trang thiết bị trong phạm vi quản lý đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định, đảm bảo việc kết nối với Hệ thống thông tin thị trường điện.

3. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm phát triển, quản lý và vận hành mạng đường truyền kết nối giữa Hệ thống thông tin thị trường điện của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện với các thiết bị của các thành viên tham gia thị trường điện.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chỉ được vận hành hoặc thay đổi Hệ thống thông tin thị trường điện hiện có sau khi đã nghiệm thu hoàn chỉnh và được Cục Điều tiết điện lực thông qua.

5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm trang bị thiết bị dự phòng cho hệ thống thông tin thị trường để đảm bảo có thể thu thập, truyền và công bố thông tin thị trường trong trường hợp Hệ thống thông tin thị trường điện chính bị sự cố hoặc không thể vận hành.

Mục 2. QUẢN LÝ VÀ CÔNG BỐ THÔNG TIN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 94. Cung cấp và công bố thông tin thị trường điện

1. Đơn vị phát điện, Đơn vị mua buôn duy nhất, Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các thông tin, số liệu phục vụ lập kế hoạch vận hành, lập lịch huy động và tính toán thanh toán theo quy định tại Thông tư này qua cổng thông tin điện tử của Hệ thống thông tin thị trường điện.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp và công bố thông tin, số liệu và các báo cáo vận hành thị trường điện cho các thành viên tham gia thị trường điện theo quy định tại Thông tư này qua cổng thông tin điện tử của Hệ thống thông tin thị trường điện.

3. Mức độ phân quyền truy cập thông tin được xác định theo chức năng của các đơn vị và được quy định tại Quy trình quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện và công bố thông tin thị trường điện.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố công khai trên trang thông tin điện tử công cộng các thông tin sau:

a) Thông tin về các Thành viên tham gia thị trường điện;

b) Dữ liệu về phụ tải hệ thống;

c) Số liệu thống kê về giá thị trường;

d) Các thông tin khác được quy định trong Quy trình quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện và công bố thông tin thị trường điện.

Điều 95. Trách nhiệm đảm bảo tính chính xác của thông tin thị trường điện

1. Thành viên tham gia thị trường có trách nhiệm đảm bảo tính chính xác và đầy đủ của thông tin thị trường điện tại thời điểm cung cấp.

2. Trường hợp phát hiện các thông tin đã cung cấp, công bố không chính xác và đầy đủ, thành viên tham gia thị trường có trách nhiệm cải chính và cung cấp lại thông tin chính xác cho đơn vị có liên quan.

Điều 96. Bảo mật thông tin thị trường điện

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không được tiết lộ các thông tin do thành viên tham gia thị trường điện cung cấp, bao gồm:

a) Thông tin về hợp đồng mua bán điện;

b) Bản chào giá của Đơn vị phát điện trước khi kết thúc ngày giao dịch;

c) Các thông tin khác ngoài thẩm quyền.

2. Thành viên tham gia thị trường điện không được tiết lộ các thông tin ngoài phạm vi được phân quyền cung cấp và công bố.

Điều 97. Các trường hợp miễn trừ bảo mật thông tin

1. Cung cấp thông tin theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực hoặc cơ quan có thẩm quyền theo quy định của pháp luật.

2. Các thông tin tự tổng hợp, phân tích từ các thông tin công bố trên thị trường điện, không phải do các thành viên tham gia thị trường điện khác cung cấp sai quy định tại … Thông tư này.

Điều 98. Lưu trữ thông tin thị trường điện

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lưu lại toàn bộ hoạt động trao đổi thông tin được thực hiện qua Hệ thống thông tin thị trường điện. Thời hạn lưu trữ thông tin ít nhất là 05 năm.

Mục 3. BÁO CÁO VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 99. Công bố thông tin vận hành thị trường điện

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm định kỳ lập và công bố thông tin vận hành thị trường điện được quy định tại Quy trình vận hành hệ thống thông tin thị trường điện cụ thế như sau:

1. Trước 15h00 hàng ngày, lập và công bố báo cáo vận hành thị trường điện ngày hôm trước.

2. Trước thứ Ba hàng tuần, lập và công bố báo cáo vận hành thị trường điện tuần trước.

3. Trước ngày 10 hàng tháng, lập và công bố báo cáo vận hàng thị trường điện tháng trước.

4. Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, lập và công bố báo cáo vận hành thị trường điện năm trước.

Điều 100. Chế độ báo cáo vận hành thị trường điện

1. Trước ngày 10 hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi Cục Điều tiết điện lực báo cáo vận hành hệ thống điện và thị trường điện của tháng trước theo mẫu do Cục Điều tiết điện lực quy định.

2. Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi Cục Điều tiết điện lực các báo cáo vận hành hệ thống điện và thị trường điện của năm trước theo mẫu do Cục Điều tiết điện lực quy định.

3. Trong thời hạn 24 giờ kể từ khi kết thúc can thiệp thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực về việc can thiệp thị trường điện.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo đột xuất về vận hành hệ thống điện, thị trường điện theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.

Điều 101. Kiểm toán số liệu và tuân thủ trong thị trường điện

1. Kiểm toán định kỳ

Trước ngày 31 tháng 3 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổ chức thực hiện và hoàn thành việc kiểm toán số liệu và sự tuân thủ trong thị trường điện của năm trước. Nội dung kiểm toán hàng năm bao gồm:

a) Kiểm toán số liệu, quá trình thực hiện tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong thị trường điện, bao gồm:

- Số liệu cho quá trình tính toán trong thị trường điện;

- Các bước thực hiện tính toán;

- Kết quả tính toán.

b) Kiểm toán tuân thủ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đối với các trình tự, thủ tục quy định tại Thông tư này.

2. Kiểm toán đột xuất

Cục Điều tiết điện lực có quyền yêu cầu Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tổ chức thực hiện kiểm toán đột xuất theo các nội dung và phạm vi kiểm toán cụ thể trong các trường hợp sau:

a) Khi phát hiện dấu hiệu bất thường trong vận hành thị trường điện;

b) Theo đề nghị của thành viên tham gia thị trường điện. Trình tự thực hiện như sau:

- Thành viên tham gia thị trường điện gửi văn bản đề nghị cho Cục Điều tiết điện lực nêu rõ nội dung và lý do đề nghị kiểm toán;

- Trong thời hạn 30 ngày kể từ khi nhận được văn bản đề nghị, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét và có văn bản chấp thuận hoặc không chấp thuận đề nghị kiểm toán, trong đó nêu rõ nội dung và phạm vi được kiểm toán hoặc lý do không chấp thuận.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm đề xuất đơn vị kiểm toán độc lập đủ năng lực thực hiện các nội dung kiểm toán thị trường điện trình Cục Điều tiết điện lực thông qua.

4. Các thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm hợp tác đầy đủ trong quá trình thực hiện kiểm toán thị trường điện.

5. Chi phí kiểm toán

a) Do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chi trả trong các trường hợp kiểm toán quy định tại khoản 1 và điểm a khoản 2 Điều này;

b) Do đơn vị đề nghị kiểm toán chi trả trong trường hợp kiểm toán quy định tại điểm b khoản 2 Điều này.

6. Trong thời hạn 10 ngày kể từ khi kết thúc kiểm toán, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi báo cáo kiểm toán cho Cục Điều tiết điện lực và các đơn vị liên quan.

Chương IX

GIẢI QUYẾT TRANH CHẤP VÀ XỬ LÝ VI PHẠM

Mục 1. GIẢI QUYẾT TRANH CHẤP

Điều 102. Trình tự giải quyết tranh chấp trong thị trường điện

1. Các tranh chấp phát sinh trong thị trường điện được giải quyết theo Quy định về trình tự, thủ tục giải quyết tranh chấp trên thị trường điện lực.

2. Trước khi thực hiện giải quyết tranh chấp theo quy định tại khoản 1 Điều này, các bên có trách nhiệm tiến hành đàm phán để tự giải quyết tranh chấp trong thời hạn 60 ngày theo một trong các hình thức sau:

a) Thương lượng;

b) Hoà giải thông qua trung gian. Các bên có thể mời chuyên gia có chuyên môn hoặc đề nghị Cục Điều tiết điện lực cử cán bộ làm trung gian hoà giải.

Điều 103. Trách nhiệm của các bên trong quá trình tự giải quyết tranh chấp

1. Thống nhất về hình thức tự giải quyết tranh chấp, thời gian, địa điểm tiến hành đàm phán.

2. Cung cấp đầy đủ, trung thực, chính xác những thông tin, tài liệu cần thiết liên quan đến nội dung tranh chấp.

3. Đưa ra chứng cứ hợp pháp để bảo vệ quyền và lợi ích hợp pháp.

4. Tham gia quá trình đàm phán với tinh thần thiện chí, hợp tác.

5. Trong quá trình tự giải quyết tranh chấp, nếu phát hiện tranh chấp có dấu hiệu vi phạm quy định thị trường điện thì bên phát hiện có trách nhiệm thông báo cho bên kia biết để dừng tự giải quyết tranh chấp và báo cáo Cục Điều tiết điện lực.

Điều 104. Thông báo tranh chấp và chuẩn bị đàm phán

1. Khi phát sinh tranh chấp, bên yêu cầu có trách nhiệm thông báo bằng văn bản cho bên bị yêu cầu về việc tranh chấp và yêu cầu giải quyết tranh chấp đó và gửi Cục Điều tiết điện lực 01 (một) bản để báo cáo.

2. Trong thời hạn 15 ngày kể từ ngày nhận được thông báo, các bên có trách nhiệm thống nhất với nhau về hình thức giải quyết tranh chấp, nội dung cần giải quyết, thời gian và địa điểm đàm phán. Trường hợp lựa chọn hình thức hoà giải thông qua trung gian, các bên có trách nhiệm thống nhất về việc chọn người làm trung gian hoà giải. Các bên có quyền thoả thuận thay đổi người trung gian hoà giải trước thời gian dự kiến hoà giải đã thống nhất.

Điều 105. Tổ chức tự giải quyết tranh chấp

1. Thương lượng

Các bên có trách nhiệm trao đổi, thoả thuận về các nội dung cần giải quyết.

2. Hoà giải

a) Các bên có trách nhiệm lựa chọn người trung gian hoà giải và thống nhất về trách nhiệm của người trung gian hoà giải;

b) Các bên có trách nhiệm cung cấp cho người trung gian hoà giải nội dung vụ việc tranh chấp, các thông tin, tài liệu có liên quan đến vụ việc tranh chấp và các yêu cầu giải quyết của từng bên;

c) Các bên có thể nhất trí với phương án giải quyết của người trung gian hoà giải; yêu cầu người trung gian hoà giải sửa đổi, bổ sung phương án giải quyết đó hoặc tự thoả thuận để thống nhất phương án giải quyết mới.

Điều 106. Biên bản tự giải quyết tranh chấp

1. Sau khi kết thúc tự giải quyết tranh chấp hoặc hết thời hạn tự giải quyết tranh chấp, các bên tranh chấp có trách nhiệm lập Biên bản tự giải quyết tranh chấp bao gồm các nội dung sau:

a) Thời gian và địa điểm tiến hành tự giải quyết tranh chấp;

b) Tên, địa chỉ các bên tham gia tự giải quyết tranh chấp;

c) Tóm tắt nội dung tranh chấp;

d) Nội dung yêu cầu của các bên;

đ) Những nội dung đã được các bên thoả thuận;

e) Những nội dung các bên không thoả thuận được và lý do không thoả thuận được.

2. Trong thời hạn 05 ngày kể từ ngày lập biên bản tự giải quyết tranh chấp, các bên có trách nhiệm gửi Cục Điều tiết điện lực 01 (một) bản để báo cáo.

Điều 107. Giải quyết tranh chấp tại Cục Điều tiết điện lực

1. Các bên có quyền trình vụ việc lên Cục Điều tiết điện lực để giải quyết tranh chấp trong các trường hợp sau:

a) Hết thời hạn tự giải quyết tranh chấp quy định tại khoản 2 Điều 102 Thông tư này mà vụ việc tranh chấp hoà giải không thành hoặc không thể tổ chức tự giải quyết tranh chấp được do một bên không tham gia tự giải quyết tranh chấp;

b) Một bên không thực hiện các nội dung đã thoả thuận trong Biên bản tự giải quyết tranh chấp.

2. Sau khi nhận được hồ sơ đề nghị giải quyết tranh chấp hợp lệ theo quy định, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm giải quyết tranh chấp theo trình tự, thủ tục quy định tại Quy định về trình tự, thủ tục giải quyết tranh chấp trên thị trường điện lực.

Mục 2. XỬ LÝ VI PHẠM

Điều 108. Phát hiện và trình báo vi phạm

1. Các hành vi vi phạm trong thị trường điện bị phát hiện phải được trình báo Cục Điều tiết điện lực bằng văn bản.

2. Nội dung trình báo hành vi vi phạm bao gồm:

a) Ngày, tháng, năm trình báo;

b) Tên, địa chỉ tổ chức, cá nhân trình báo;

c) Tên, địa chỉ tổ chức, cá nhân thực hiện hành vi có dấu hiệu vi phạm;

d) Mô tả hành vi có dấu hiệu vi phạm;

đ) Thời gian, địa điểm xảy ra hành vi có dấu hiệu vi phạm;

e) Lý do biết hành vi có dấu hiệu vi phạm.

Điều 109. Điều tra hành vi vi phạm

1. Trong thời hạn 05 ngày kể từ ngày tiếp nhận vụ việc về hành vi có dấu hiệu phạm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm thụ lý vụ việc. Trường hợp không thụ lý thì phải thông báo bằng văn bản cho tổ chức, cá nhân trình báo.

2. Sau khi thụ lý vụ việc, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tiến hành điều tra hành vi có dấu hiệu vi phạm. Trong quá trình tiến hành điều tra hành vi vi phạm, Cục Điều tiết điện lực có quyền:

a) Yêu cầu đơn vị có dấu hiệu vi phạm, các đơn vị liên quan cung cấp thông tin, tài liệu cần thiết phục vụ cho quá trình điều tra;

b) Yêu cầu đơn vị có dấu hiệu vi phạm giải trình;

c) Trưng cầu giám định, lấy ý kiến chuyên gia hoặc ý kiến của cơ quan, đơn vị có liên quan;

d) Triệu tập đơn vị có dấu hiệu vi phạm, các đơn vị bị ảnh hưởng do hành vi vi phạm để lấy ý kiến về hướng giải quyết và khắc phục hành vi vi phạm.

3. Trong quá trình điều tra, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm giữ bí mật các thông tin, tài liệu được cung cấp theo quy định về bảo mật thông tin quy định tại Thông tư này.

Điều 110. Lập Biên bản vi phạm pháp luật

1. Trong thời hạn 30 ngày làm việc kể từ ngày tiến hành điều tra, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm kết thúc điều tra và lập Biên bản vi phạm pháp luật đối với hành vi vi phạm quy định vận hành thị trường điện. Trường hợp vụ việc có nhiều tình tiết phức tạp, thời hạn điều tra có thể kéo dài nhưng không quá 45 ngày làm việc kể từ ngày tổ chức điều tra.

2. Biên bản vi phạm pháp luật được lập theo quy định về xử phạt vi phạm pháp luật trong lĩnh vực điện lực.

3. Trường hợp kết quả điều tra cho thấy hành vi bị trình báo không vi phạm quy định vận hành thị trường điện, Cục Điều tiết điện lực dừng điều tra và thông báo cho tổ chức, cá nhân trình báo.

Điều 111. Các hình thức xử lý vi phạm

1. Đơn vị vi phạm phải chịu một trong các hình thức, mức độ xử phạt đối với từng hành vi vi phạm theo quy định về xử phạt vi phạm pháp luật trong lĩnh vực điện lực.

2. Đối với nhà máy điện có hành vi vi phạm quy định tại khoản 1 Điều 8 Thông tư này, ngoài bị xử phạt theo quy định tại khoản 1 Điều này còn bị đình chỉ quyền tham gia thị trường điện.

Điều 112. Trình tự, thủ tục đình chỉ quyền tham gia thị trường điện

1. Trường hợp nhà máy điện có hành vi vi phạm quy định tại khoản Điều 8 Thông tư này, trong thời hạn 05 ngày kể từ ngày Biên bản vi phạm pháp luật được lập, Cục Điều tiết điện lực xem xét, ra quyết định đình chỉ quyền tham gia thị trường điện của nhà máy điện có hành vi vi phạm và gửi cho nhà máy điện vi phạm và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

2. Trong thời hạn 01 ngày kể từ ngày nhận được Quyết định đình chỉ quyền tham gia thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố việc đình chỉ quyền tham gia thị trường điện đối với nhà máy điện vi phạm.

3. Hết thời hạn quy định tại khoản 2 Điều 111 Thông tư này, nhà máy điện vẫn chưa khắc phục vi phạm, Cục Điều tiết điện lực có quyền ra quyết định gia hạn đình chỉ quyền tham gia thị trường điện.

Chương X

TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 113. Tổ chức thực hiện

1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm:

a) Phổ biến, kiểm tra và giám sát việc thực hiện Thông tư này;

b) Hướng dẫn hoặc trình Lãnh đạo Bộ hướng dẫn thực hiện các nội dung mới phát sinh hoặc vướng mắc trong quá trình thực hiện Thông tư này.

2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm chỉ đạo Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và các đơn vị có liên quan:

a) Rà soát, hiệu chỉnh các quy trình kỹ thuật trình Cục Điều tiết điện lực ban hành trong thời hạn 01 tháng kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực, bao gồm:

- Quy trình lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần tới;

- Quy trình lựa chọn nhà máy mới tốt nhất và tính toán giá công suất thị trường;

- Quy trình mô phỏng thị trường điện;

- Quy trình tính toán giá trị nước;

- Quy trình phân loại tổ máy và tính giá trần bản chào của nhà máy nhiệt điện;

- Quy trình lập lịch huy động các tổ máy phát điện, vận hành thời gian thực và tính toán thanh toán trong thị trường điện;

- Quy trình quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện và công bố thông tin thị trường điện;

b) Xây dựng các quy trình kỹ thuật trình Cục Điều tiết điện lực ban hành trong thời hạn 02 tháng kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực, bao gồm:

- Quy trình phối hợp đối soát số liệu thanh toán giữa Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, các đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn duy nhất;

- Quy trình tính toán mức nước giới hạn của các hồ thủy điện và điện năng đảm bảo của các nhà máy thủy điện;

- Quy trình đăng ký tham gia thị trường điện;

- Quy trình tối ưu sử dụng nguồn nhiên liệu khí phục vụ công tác lập lịch huy động ngày tới;

- Quy trình phối hợp xác nhận các sự kiện phục vụ các khoản thanh toán trên thị trường điện.

c) Đầu tư, xây dựng, lắp đặt và nâng cấp Hệ thống thông tin thị trường điện và các phần mềm phục vụ thị trường điện phù hợp với yêu cầu quy định tại Thông tư này.

3. Các đơn vị tham gia thị trường điện có trách nhiệm hoàn thiện các trang thiết bị thông tin phù hợp với Hệ thống thông tin thị trường điện theo quy định tại Thông tư này.

4. Các đơn vị phát điện tham gia thị trường điện có trách nhiệm ký hợp đồng mua bán điện theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành áp dụng cho thị trường điện.

5. Trong quá trình thực hiện Thông tư này, nếu có vấn đề vướng mắc, nội dung mới phát sinh, các đơn vị có liên quan có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết lực để nghiên cứu, đề xuất, trình Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung Thông tư cho phù hợp. Các đơn vị có liên quan có trách nhiệm thực hiện các hướng dẫn theo quy định tại điểm b khoản 1 Điều này đến thời điểm Thông tư sửa đổi, bổ sung được ban hành.

Điều 114. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25 tháng 3 năm 2013, thay thế Thông tư số 18/2010/TT-BCT ngày 10 tháng 5 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư số 45/2011/TT-BCT ngày 30 tháng 12 năm 2011 sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 18/2010/TT-BCT ngày 10 tháng 5 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và các văn bản chỉ đạo, hướng dẫn do Bộ Công Thương ban hành nhằm thực hiện Thông tư số 18/2010/TT-BCT ngày 10 tháng 5 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư số 45/2011/TT-BCT ngày 30 tháng 12 năm 2011 sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 18/2010/TT-BCT ngày 10 tháng 5 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh.

2. Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực, Chánh Văn phòng Bộ, Chánh Thanh tra Bộ, Vụ trưởng các Vụ, Tổng Cục trưởng Tổng cục Năng lượng, Thủ trưởng các đơn vị có liên quan thuộc Bộ Công Thương và các tổ chức, cá nhân có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Thông tư này./.

Nơi nhận:
- Như khoản 2 Điều 114;
- Thủ tướng Chính phủ;
- Phó Thủ tướng Hoàng Trung Hải;
- Văn phòng Tổng Bí thư;
- Các Bộ, Cơ quan ngang Bộ, Cơ quan thuộc Chính phủ;
- Ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương;
- Viện Kiểm sát nhân dân tối cao;
- Tòa án nhân dân tối cao;
- Kiểm toán nhà nước;
- Bộ trưởng;
- Các Thứ trưởng;
- Cục Kiểm tra văn bản QPPL (Bộ Tư pháp);
- Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
- Công báo;
- Website Chính phủ;
- Website Bộ Công Thương;
- Lưu: VT, PC, ĐTĐL.

KT. BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG

Lê Dương Quang

FILE ĐƯỢC ĐÍNH KÈM THEO VĂN BẢN

MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE --------	SOCIALIST REPUBLIC OF VIET NAM Independence - Freedom – Happiness ----------------
No.: 03/2013/TT-BCT	Ha Noi, February 08, 2013

CIRCULAR

REGULATION ON OPERATION OF COMPETITIVE GENERATION MARKET

Pursuant to Decree No. 95/2012/ND-CP of November 12, 2012 of the Government defining the functions, tasks, powers and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade;

Pursuant to Electricity Law dated December 03, 2004;

Pursuant to Decision No. 26/2006/QD-TTg dated January 26, 2006 by the Prime Minister on the approval roadmap, the conditions of formation and development of the electricity market levels in Vietnam;

At the proposal of the Director of Department of Electricity Regulation;

The Minister of Industry and Trade issues Circular on operation of competitive generation market.

Chapter I

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

Article 1. Scope of regulation

This Circular provides for operation of the competitive generation market (hereinafter referred to as electricity market) and the responsibility of the units involved in the electricity market.

Article 2. Subject of application

This Circular applies to units involved in electricity market as follows:

1. Unique wholesaling unit

2. Generating unit

3. Electricity system and market operating unit.

4. Power transmission unit.

5. Power metering data management unit.

...

Article 3. Explanation of term

In this Circular, the terms below are construed as follows:

1. Price quotation is the offer to sell electricity on the market of each set handed in to electricity system and market operating unit and under the form of price quotation specified in this Circular.

2. Scheduling price quotation is the price quotation approved by the electricity system and market operating unit for day and hour-ahead mobilization schedule.

3. Payment list is a calculation of the payments for power plant in the electricity market made by the electricity system and market operating unit for each trading day and each payment cycle.

4. Interference in electricity market is the action to change the normal operation mode of the electricity market that unit operation of the electricity system and electricity market must be applied to handle the situations specified in Clause 1, Article 57 of this Circular.

5. Group offer is the offering mechanism when a representative unit carries out the offer for the whole group of ladder hydropower plant.

6. Full load cost is the variable cost of generating set when operating at full load mode, calculated in dong / kWh.

7. Transaction cycle is the cycle of the calculation of electricity price in the electricity market over a period of 01 hour from the first minute of each hour.

...

9. Announced capacity is the largest available capacity of generating set announced according to the timetable market by the offering unit or the electricity system and market operating unit and generating unit having signed contract of auxiliary services supply.

10. Moderate capacity is the capacity rate of the generating set actually mobilized in the transaction cycle power system operation and actual deposit market in the transaction cycle by the electricity system and market operating unit.

11. Capacity of hour-ahead mobilization is the capacity rate of generating set expected to be mobilized for the first hour in the schedule of hour-ahead mobilization.

12. Capacity of day-ahead mobilization is the capacity rate of generating set expected to be mobilized for transaction cycles in the schedule of day-ahead mobilization according to the biding scheduling result.

13. Incrementally generated capacity is the difference capacity between moderate capacity and arranged capacity in the schedule of market price calculation of the generating set.

14. Payment capacity is the capacity of the set in the schedule of hour capacity and is paid with market capacity price.

15. Auxiliary services are the services of frequency regulation, rotation backup, fast start backup, cold backup, operation to be generated due to constraint of power system security, voltage regulation and black start.

16. Incrementally generated power is the power of generating set due to be mobilized corresponding to the Incrementally generated capacity.

17. Price offering unit is the unit which shall directly submit a quotation in the electricity market, including power generating units or power plants that are registered for direct pricing offer and the representative pricing offer unit for group of ladder hydropower plants.

...

19. Generating unit is the unit possessing one or a lot of power plants taking part in electricity market and signing power sale and purchase contract

20. Generating unit of indirect transaction is the generating unit having power plant and not entitled to make pricing offer directly in the electricity market.

21. Generating unit of direct transaction is the generating unit having power plant and entitled to make pricing offer directly in the electricity market.

22. Power metering data management unit is a unit providing, installing, managing operation of system of gathering, processing and storing power metering data and information transmission line in service of electricity market.

23. Power transmission unit is a power unit licensed to operate in the area of power transmission and responsible for management and operation of the national transmission grid.

24. Electricity system and market operating unit is a unit directing and controlling the process of power generation, power transmission and distribution in national electricity system and running transactions on electricity market.

25. Market capacity price is the price level for a unit of active capacity determined for each transaction cycle applied to calculate payment of capacity to the generating units in the electricity market.

26. Floor price of quotation is the lowest price level which the offering unit is permitted for offer to a generating set in day-ahead quotation.

27. Market power price is the price level for a unit of power unit defined for each transaction cycle, used to calculate payments for power generating units in the electricity market.

...

29. Ceiling price of quotation is the highest price level which the offering unit is permitted for offer to a generating set in day-ahead quotation.

30. Ceiling price of electricity market is the rate of highest market power price determined for each year.

31. Water value is the expected marginal cost to calculate the amount of water stored in the reservoir used to generate power in lieu of other sources of thermal power in the future, to be converted to a unit of power.

32. Performance degradation coefficient is the performance degradation index of the generating set over the operating time.

33. Yearly or monthly average load factor is the ratio between the total power output generated in 01 year or 01 month and the product of total capacity output set with capacity with a total number of calculation hours of yearly or monthly load capacity.

34. Electricity market information system is the system of equipment and data base in service of management and exchange of information on electricity market and is managed by the electricity system and market operating unit

35. Power sale and purchase contract is a a written agreement of power sale and purchase between the unique wholesaling unit and generating or power trading units with foreign countries.

36. Power sale and purchase contract for difference is the power sale and purchase agreement signed between unique wholesaling unit with the generating unit of direct transaction under the form issued by the Ministry of Industry and Trade.

37. Default interest rate is the interest rate is calculated by non-term interest rate of Vietnam dong on the interbank market at the time of payment.

...

39. Non-binding schedule is the orderly arrangement of mobilization of the generating sets according to the method of minimizing power purchasing cost not taking into account the technical constraints in the power system.

40. Capacity schedule is scheduled by the electricity system and market operating unit after the operation to determine the payment capacity in each transaction cycle.

41. Hour-ahead mobilization schedule is the expected mobilization schedule of sets for power generation and supply of auxiliary services to the transaction cycle ahead and three consecutive transaction cycles made by the electricity system and market operating unit.

42. Day-ahead mobilization schedule is the expected mobilization schedule of sets for power generation and supply of auxiliary services to the transaction cycles of the transaction day ahead made by the electricity system and market operating unit.

43. Schedule of market power price calculation is the one made by the electricity system and market operating unit after the current transaction day to determine market power price for each transaction cycle.

44. Electricity market simulation model is a system of simulation softwares mobilizing the generating sets and calculating the market power price used by the electricity system and market operating unit in the yearly, monthly and weekly operation planning.

45. Water value calculation model is a system of hydro-thermal optimization softwares to calculate the water value used by the electricity system and market operating unit in the yearly, monthly and weekly operation planning.

46. Limited water level is the lowest upstream water level of the hydroelectric reservoir at the end of each month of the year or at the end of each week of the month calculated and announced by the electricity system and market operating unit.

47. Year N is the current year of operation of the electricity market, which is calculated according to calendar year.

...

49. Transaction day is the day of the electricity market transaction activities, from 0h00 to 24h00 daily.

50. BOT power plant is a power plant invested in the form of Build-Operate-Transfer through contract between investor and competent state agency.

51. Best new power plant is a thermal power plant put into operation with the lowest average generation price calculated for the year ahead and the price of electricity sale and purchase contract agreed based on generation price range for standard power plant issued by the Ministry of Industry and Trade. Best new power plant shall be selected annually for use in the calculation of market capacity.

52. Multi-objective strategic hydropower plant is the large hydropower plants having an important role in terms of society, economy, national defense and security exclusively built and operated by the state.

53. Group of ladder power plants is a set of hydropower plants, in which the amount of water discharged from the reservoir of higher ladder hydropower plant accounting for all or most of the water volume flowing to reservoir of the lower hydropower plant and between these two power plants there is no regulating reservoir greater than 01 week.

54. Mobilization scheduling software is a software system that the electricity system and market operating unit uses to prepare hour and day-ahead mobilization schedule for the generating sets in the electricity market.

55. System sub-loading is the total power output of the whole electrical system converted to the terminals of the generating sets and imported power output in a transacton cycle minus the output of the poewer plants with capacity of less than or equal to 30 MW not participating in electricity market.

56. Metered output is the power to be measured of the power plant at the location of measurement.

57. Hourly contract output is the power output allocated from the monthly contract output for each transaction cycle and paid under the sale and purchase contract for difference.

...

59. Monthly contract output is the power output allocated from yearly contract output for each month.

60. Yearly planning output is power output of pwoer plant expected to be mobilized in the year ahead.

61. Monthly planning output is the power output of power plant expected to be mobilized in months of a year.

62. Heat loss capacity is the amount of consumed heat energy of the set or power plant to produce one power unit.

63. Binding generation payment is the payment which the generating unit receives for the increased amount of power generation.

64. Electricity market participants are units engaged in transaction activities or providing services in the electricity market as prescribed in Article 2 of this Circular.

65. Lack of capacity is a situation when the total announced capacity of all the generating units is less than the subloading demand of subloading of forecasting system in a transaction cycle.

66. Security information is the confidential information as prescribed by law or by agreement between parties.

67. Market information is all data and information related to the operation of the electricity market.

...

69. Mobilization order is the result of power range arrangement in the quotation on the principle of non-binding scheduling.

70. Excessive capacity is the situation when the total amount of capacity offered at the floor price of the generating unit of direct transaction and capacity expected to be mobilized of the power plants of generating units of indirect transactions and announced by the electricity system and market operating unit in a transaction cycle larger than the subloading of forecasting system.

71. Total calculation hours of yearly loading coefficient is the total number of hours of the year N for the sets put into commercial operation since year N-1 and earlier or the total number of hours from the time of commercial operation of generating set until the end of the year for generating sets put into commercial operation in year N, minus the repair time of the generating set according to the approved plans in year N.

72. Total calculation hours of monthly loading coefficient is the total number of hours of month M for sets put into commercial operation since lmonth M-1 and earlier or the total number of hours from the time of commercial operation of the generating set until the end of month for generating sets put into operation in the month M, minus the repair time of the generating unit according to the approved plan in month M.

73. Slow startup set is the one unable to start and connect to grid in a time of less than 30 minutes.

Chapter II

REGISTRATION FOR ELECTRICITY MARKET PARTICIPATION

Article 4. Responsibility for electricity market participation

1. Power plant having electricity operation license in the field of generation, with an installed capacity greater than 30 MW connected to the national electricity system, excluding power plants specified in Clause 2 of this Article must participate in electricity market.

...

a) BOT power plants;

b) Power plants using renewable energy not as hydropower;

c) Power plants in the industrial zone only sell a portion of the output to the national electricity system and do not determine long-term electricity selling plan.

3. Prior to November 1 in year N-1, the unit operating power system and electricity market shall make a list of power plants with installed capacity larger than 30 MW not participating in the market, the units indirectly participating in electricity market in year N and submit it to the Department of electricity regulation for approval.

4. The power plants participating in electricity market are responsible for investment and improvement of the equipment system for the connection to the electricity market information system, SCADA / EMS system and power metering system to meet the operation requirements of the electricity market.

Article 5. Dossier of electricity market participation registration

1. Generating units possessing power plants specified in Clause 1, Article 4 of this Circular are responsible for submission of dossier of electricity market participation registration for each power plant.

2. The dossier comprises:

a) Registration for electricity market participation specifying name, address of the generating unit and power plant.

...

c) Acceptance documents to put into operation equipment system for the connection to the electricity market information system, SCADA / EMS system and power metering system;

d) Other necessary information as required by the electricity system and market operating unit.

3. In case the generating unit has power plant put into commercial operation but not registered to participate in the electricity market for that power plant, within 60 days from the time the power plant is granted electricity operation license for commercial operation, the electricity system and market operating unit shall continue to schedule and announce capacity mobilization diagram for this power plant and this plant is temporarily paid the full actual output generated in the payment cycle at a price equal to 90% of the price in the power sale and purchase contract signed between the two parties.The difference amount (10% remaining) shall be settled in the first month's payment cycle when the plant directly participates in price offering in the electricity market.

Article 6. Approval of dossier of electricity market participation registration

1. Within 10 working days from the date of receipt of valid dossier, the electricity system and market operating unit is responsible for assessing and submitting it to Department of electricity regulation for approval.

2. In case of invalid dossier, within 05 working days from the date of its receipt, the electricity system and market operating unit must have a written request to the generating unit for supplementation and completion of dossier.

3. Within 05 working days from the date of receipt of written report of the electricity system and market operating unit, the Department of electricity regulation is responsible for issuing approval decision and notifying the electricity system and market operating unit in order to put the power plant into the list of electricity market participation.

4. Within 05 working days from the date when the power plant is allowed to participate in electricity market, the generating unit shall register with the electricity system and market operating unit on the susbject offering price in electricity market (the generating unit or power plant).

Article 7. Information of electricity market participants

...

2. The electricity system and market operating unit shall store registration information and update changes on registration information of electricity market participants.

3. The electricity market participants shall notify the electricity system and market operating unit upon changes of registered information.

4. The electricity system and market operating unit shall publicize registration information of the electricity market participants and the changed registration information.

Article 8. Suspension and restoration of the right to participate in electricity market of power plant.

1. The power plant is suspended the right to participate in electricity market in the following cases:

a) Failing to fully implement the provisions of Clause 4, Article 4 of this Circular;

b) Having one of the following acts:

- Failing to provide information or provide accurate information to the planning for electricity market operation and mobilization schedule of sets in the power system;

- Making agreement with the electricity system and market operating unit or other generating units in the price offering for mobilization schedule not as prescribed.

...

- Other acts of violation causing serious consequences on supply of electricity or finance to other units in the electricity market.

2. The Department of electricity regulation has a right to suspend the right to participate in electricity market of any power plant having acts of violation prescribed in Clause 1 of this Article. The order and procedures to suspend the right to participate in electricity market are specified in Article 112 of this Circular.

3. During the time the power plant is suspended its right to participate in electricity market:

a) The generating unit or power plant are not entitled to make price offering in electricity market but must comply with othe provisions of this Circular.

b) The electricity system and market operating unit shall schedule and publicize the capacity mobilization diagram for the power plant suspended its right to participate in electricity market. The plant shall be temporarily paid all output generated in the payment circle at a price equal to 90% of the price in the power sale and purchase contract signed between the two parties.The difference amount (10% remaining) shall be settled in the first month's payment cycle when the plant is restored its right to participate in electricity market.

4. The suspended power plant shall be restored the right to participate in electricity market when meeting the following conditions:

a) Upon expiration of suspension of the right to participate in electricity market is over;

b) Having completed obligations specified in the decision on suspension of the right to participate in electricity market.

5. When fully meeting conditions specified in Clause 4 of this Article, the power plant shall send written request for restoration of the right to participate in electricity market together with evidencing documents to the electricity system and market operating unit which shall check and make report to the Department of electricity regulation to permit the power plant to participate in electricity market.

...

Article 9. Termination of electricity market participation

1. The power plant shall terminate its electricity market participation in the following cases:

a) At the proposal of the generating unit possessing the power plant in the following cases:

- The generating unit’s power plant has stopped operating or generating into the national electricity system;

- The generating unit’s power plant does not maintain and is not able to restore its installed capacity greater than 30MW.

b) The power plant’s electricity operation license in the field of power generation is revoked or expired.

2. In case specified at Point a, Clause 1 of this Article, the generating unit possessing power plant shall submit dossier to request termination of electricity market participation to the electricity system and market operating unit for appraisal and submission to Department of electricity regulation for consideration within a time limit of at least 30 days before the time to terminate its electricity market participation.

3. The electricity system and market operating unit shall update dossier of registration information storage and publicize information on termination of electricity market participation of the power plant.

4. In case the power plant has acts of violation before the time to terminate the electricity market participation, the generating unit possessing power plant shall continue to implement provisions concerning inspection and handling of violation as specified in this Circular.

...

PRINCIPLES OF ELECTRICITY MARKET OPERATION

Article 10. Limit of offering price

1. The offering price of units in electricity market is limited from the floor price of quotation to the ceiling price of quotation.

2. The rate of ceiling price of quotation of thermoelectric set is determined annually and adjusted monthly and calculated based on on the following factors

a) Heat loss capacity of generating set;

b) Performance degradation coefficient over the operating time of generating set.

c) Fuel price;

d) Additional cost coefficient;

e) Variable price under power sale and purchase contract.

...

4. Limit of offering price of hydropower sets is determined by water value weekly and speccified in Article 39 of this Circular.

Article 11. Water value

1. Water value is used to make operating plan for year, month and week ahead and determine the limit of offering price of hydropower set in electricity market.

2..The electricity system and market operating unit shall calculate and publicize water value according to market timetable specified in Appendix I of this Circular.

Article 12. Total market price

Total market price for transaction cycle is calculated by the total of the two following components:

1. Market power price.

2. Market capacity price.

Article 13. Market power price

...

2. Market power price shall be calculated by the electricity system and market operating unit after the time of operation based on the method of non-binding schedule.

3. Market power price shall not exceed the rate of market ceiling price calculated by the electricity system and market operating unit and annually approved by Department of electricity regulation.

4. The determination of market power price is specified in Article 65 and 67 of this Circular.

Article 14. Market capacity price

1. Market capacity price for each transaction cycle is calculated by the electricity system and market operating unit during year-ahead operation planning.

2. Market capacity price is calculated on the principle to ensure the best new power plant recovers adequately fixed and variable costs.

3. The determination of market capacity price is specified in Article 25 and 26 of this Circular.

Article 15. Power sale and purchase contract for difference

1. The generating unit of direct transaction and the unique wholesaling unit shall sign the power sale and purchase contract for difference under the form issued by the Ministry of Industry and Trade.

...

3. Monthly contract output is determined by the electricity system and market operating unit in the year-ahead operation planning process based on the allocation of yearly contract output in the months in accordance with Article 28 of this Circular.

4. Hourly contract output is determined by the electricity system and market operating unit in the month-ahead operation planning process based on the allocation of monthly contract output in the hours in month in accordance with Article 28 of this Circular.

5. Department of electricity regulation shall determine and publicize the rate of payment output at contract price of generating units annually according to each technological type on the principle as follows:

a) Harmonization assurance of objectives:

- Gradually reduction of rate of payment power output at contract price;

- Stability of revenue of generating unit;

- Stability of average generation price in accordance with regulation on preparation of electricity retail price list.

b) The rate of payment power output at contract price is specified separately for types of hydropower and thermal power technology. This rate is not higher than 95% and not lower than 60%.

Article 16. Principle of payment in electricity market

...

2. The payment at market price only applies to generating unit of direct transaction and is calculated based on the following factors:

a) Market power price;

b) Market capacity price;

c) Power output and mobilization capacity.

3. Payment to generating units of direct transaction is made in accordance with provisions in Chapter VI of this Circular.

4. Generating units of indirect transaction are paid in accordance with provisions in power sale and purchase contract.

Chapter IV

ELECTRICITY MARKET OPERATION PLAN

Section 1. YEAR-AHEAD OPERATION PLAN

...

1. The electricity system and market operating unit shall make year-ahead operation plan including the following contents:

a) Choosing the best new power plant;

b) Calculating market capacity price;

c) Calculating water value and optimal water level of hydropower reservoir;

d) Calculating price limit of quotation of thermoelectric set;

e) Determining market ceiling price;

g) Assuming the prime responsibility and coordinating with the unique wholesaling unit to calculate planning output, yearly contract output and allocate the yearly contract output to months in year of generating unit of direct transaction.

2. The electricity system and market operating unit shall use the market simulation model to calculate the contents specified at Points a, b, c, d and e, Clause 1 of this Article. The input parameters used in the market simulation of the thermoelectric sets is the variable cost of the generating set defined in Clause 3 of this Article, the hydrological characteristics and technical specifications of hydroelectric power plants.

3. The variable cost of the thermoelectric set is defined as follows:

...

In which:

VC: Variable cost of the thermal generating set (dong/kWh);

f: Additional cost coefficient, is calculated by the ratio of the sum of the start-up costs, fuel costs, auxiliary materials and variable operation and maintenance costs for generation compared to the cost of main fuel;

P_NL: Price of main fuel of thermoelectric set (dong/kCal or dong/BTU);

HR: Heat loss capacity of thermoelectric set (BTU/kWh or kCal/kWh);

- Fuel price in year N is the fuel price published for year N by competent state agencies or in the long-term primary fuel sale and purchase contract. In case of both types of fuel prices, use the fuel price published by the competent State agencies for year N. In the absence of both types of fuel prices, the fuel price in year N is calculated by the average of the actual fuel price used for payment of the last 12 months prior to the planned operation in year N;

- Heat loss capacity of thermoelectric set (HR) is determined by the heat loss capacity agreed in contract or in dossier of power sale and purchase contract negotiation provided by the unique of wholesaling unit and adjusted by the performance degradation coefficient. In case in the contract or dossier of contract negotiation, there is only characteristic of loss capacity at loading levels, the heat loss of generating sets is determined at loading level in proportion to the average power output generated of many years of power plant specified in power sale and purchase contract.

In case the thermoelectric set does not have data of heat loss capacity in the contract or in dossier of power sale and purchase contract negotiation, the heat loss capacity of that power plant is determined by the heat loss capacity of standard power plant in the same group by generating technology and installed capacity. The electricity system and market operating unit shall calculate the heat loss capacity of standard power plant.

...

In case the thermal power plant does not have data of performance degradation coefficient in the contract or in dossier of power sale and purchase contract negotiation, apply the performance degradation coefficient of standard power plant in the same group with that power plant determined by the electricity system and market operating unit.

- Additional cost coefficient (f) of thermoelectric set determined by the unique wholesaling unit based on the data in the contract or in dossier of power sale and purchase contract negotiation and provided to the electricity system and market operating unit. In case the aditional cost coefficient of the thermal generating set is not included in the contract or in dossier of power sale and purchase contract negotiation, the additional cost coefficient of that thermal generating set is determined by the method of determination of power price; order, procedures for construction, issuance of generation price range and approval of power sale and purchase contract.

b) In case there is no heat loss capacity data in dossier of power sale and purchase contract negotiation and there is no standard power plant in the same appropriate group, the variable cost of the set is determined by the variable price in the contract updating factors affecting the variable price in year N by the method agreed in the contract.

4. The electricity system and market operating unit shall submit the year-ahead operating plan to Vietnam Electricity Group for appraisal and to Department of electricity regulation for approval according to market schedule specified in Annex 1 of this Circular. The submitted dossier includes calculation result, input data and calculation explanation.

5. In case the coal and gas price for generation has a big change compared with the time of approving year-ahead operation plan, Department of electricity regulation shall consider and require the electricity system and market operating unit to update data and re-calculate the operation plan for remaining months in the year for submission to Vietnam Electricity Group for appraisal and to Department of electricity regulation for approval

Article 18. Classification of hydropower plants

1. The hydropower plants in electricity market are classified as follows:

a) Multi-objective strategic hydropower plant;

b) Group of ladder hydropower plants;

...

d) Group of hydropower plants with regulating reservoir from 02 days to 01 week;

dd) Group of hydropower plants with regulating reservoir of less than 02 days.

2. Annually, the electricity system and market operating unit shall update list of hydropower plants specified in Clause 1 of this Article.

3. Based on the proposal of Vietnam Electricity Group, Department of electricity regulation shall make a list of multi-objective strategic hydropower plant so that the Ministry of Industry and Trade submits it to the Prime Minister for approval.

Article 19. Subloading forecasting for year-ahead operation planning.

The electricity system and market operating unit shall forecast the subloading in service of year-ahead operation planning.

1. Total system subloading demand and subloading of the North, Central and South respectively for the whole year and for each month of the year.

2. Subloading diagram of typical days of the North, Central, South, and the whole system of months in a year.

3. Maximum and minimum capacity of system subloading in each month.

...

1. The electricity system and market operating unit shall determine demand of types of auxiliary for year ahead as prescribed in Regulation on transmission electricity system.

2. The electricity system and market operating unit shall select power plant to supply auxiliary services and sign contract of auxiliary services supply with generating unit under the form issued by the Ministry of Industry and Trade.

Article 21. Classification of year-ahead base load, intermediate load and peak load set.

1. The electricity system and market operating unit shall classify the base load, intermediate load and peak load set as specified in the classification process of generating set and calculation of ceiling price of quotation of thermal power plant.

2. The electricity system and market operating unit shall use the market simulation model to determine the annual average load factor of generating sets.

3. Based on the annual average load factor from simulation result, the sets are classified into 03 (three) groups as follows:

a) Group of base load sets including generating sets with annual average load factor greater or equal to 60%;

b) Group of intermediate load sets including generating sets with annual average load factor greater than 25% or less than 60%;

c) Group of peak load sets including generating sets with annual average load factor greater or equal to 25%;

...

1. In case of determination of heat loss value:

a) Ceiling price of quotation of thermoelectric set is determined by the following formula:

In which:

: Ceiling price of quotation of thermoelectric set (dong/kWh);

K_DC: Ceiling price adjustment coefficient by the classification result of thermoelectric set. For base load thermoelectric set K_DC = 2%; intermediate load thermoelectric set K_DC = 5%; peak load thermoelectric set K_DC = 20%;

P_NL: Main fuel price of thermoelectric set (dong/kCal or dong/BTU);

HR: Heat loss capacity at average loading level of thermoelectric set (BTU/kWh or kCal/kWh);

...

2. In case there is no data of heaf loss capacity in contract or in dossier of power sale and purchase contract negotiation and there is no standard in the same appropriate group:

a) Ceiling price of quotation of thermoelectric set is determined by the following formula:

In which:

: Ceiling price of quotation of thermoelectric set (dong/kWh)

: Variable price for year N under power sale and purchase contract for difference of power plant (dong/kWh).

b) Variable price used to calculate ceiling price of quotation is the expected variable price for year N provided by the unique wholesaling unit to the electricity system and market operating unit.

3. Floor price of thermoelectric set are specified in Clause 3, Article 10 of this Circular.

...

Article 23. Determination of market ceiling price

1. The electricity system and market operating unit shall calculate market ceiling price options. There are at least 03 (three) options:

2. Market ceiling price for year N is determined on the principle:

a) Not less than variable cost of base and intermediate load thermoelectric sets directly offering price in electricity market.

b) Not greater than 115% of the highest ceiling price of quotation in base and intermediate load thermoelectric sets directly offering price in electricity market.

Article 24. Selection of best new power plant

1. The best new power plant for year N is the power plant participating in electricity market fully meets the following criteria:

a) Starting commercial operation and generating the entire installed capacity in the year N-1;

b) Being a base load power plant classified by criteria in Clause 3, Article 21 of this Circular;

...

d) Having the lowest average total generation cost for 01 kWh

2. The unique wholesaling unit shall make list of power plants meeting criteria at Point a and c, Clause 1 of this Article and provide data of power sale and purchase contracts of these power plants to the the electricity system and market operating unit to determine the best new power plant. The data includes:

a) Variable price for year N;

b) Fixed price for year N;

c) Agreed power output to calculate contract price.

3. In case there is no power plant meeting criteria specified at Points a, b and c, Clause 1 of this Article, the electricity system and market operating unit shall use list of selected new plants for year N-1 and require the unique wholesaling unit to update, and provide data again as specified in Clause 2 of this Article for calculation and selection of the best new power plant for year N.

4. The electricity system and market operating unit shall calculate the average total generation cost for 01 kWh of power plants meeting criteria specified at Points a, b and c, Clause 1 of this Article by the following formula:

: Average total generation cost for 01 kWh of power plant (dong/kWh);

...

: Variable price for year N under power sale and purchase contract for difference of power plant (dong/kWh);

: Agreed power output to calculate contract price for year N of power plant (kWh);

: Expected power output in year N of power plant determined from the market simulation model by the method of binding schedule (kWh).

5. List of the best new power plants arranged in order of average total generation cost for 01 kWh from low to high. The best new power plant selected for year N is the power plant with the lowest average total generation cost for 01 kWh according to calculation result in Clause 3 of this Article

Article 25. Principle to determine market capacity price.

1. Ensuring the best new power plant fully recovers generation cost upon participation in electricity market.

2. Not applying market capacity price during night off-peak hours which are from 0h00 to 4h00 and from 22h00 to 24h00.

3. Market capacity price is proportional to the subloading of forecasting system for the transaction cycle.

Article 26. Order to determine market capacity price

...

1. Determining Yearly deficient cost of the best new power plant.

a) Determining expected revenue in the market of the best new power plant in year N by the following formula:

In which:

R_TTD: Expected revenue through 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

SMP_i: Expected market power price of transaction cycle i in year N determined from the electricity market simulation model by the method of non-binding schedule (dong/kWh);

: Expected output of the best new power plant in transaction cycle i in year N determined from the electricity market simulation model by the method of binding schedule (kWh);

...

In which:

TC_BNE: Yearly generation cost of the best new power plant in year N (dong);

P_BNE: Average total generation cost for 01 kWh of the best new power plant defined in Clause 4, Article 23 of this Circular (dong/kWh);

: Expected output of the best new power plant in transaction cycle i in year N determined from the electricity market simulation model by the method of binding schedule (kWh);

i: Transaction cycle i in year N;

I: Total transaction cycles in year N.

c) Yearly deficient cost of the best new power plant is determined by the following formula:

...

AS: Yearly deficient cost of the best new power plant in year N (dong);

TC_BNE: Total yearly generation cost of the best new power plant in year N defined at Point b of this Clause (dong);

: Expected revenue through the market power price of the best new power plant in year N defined at Point a of this Clause (dong);

d) In case when calculating the yearly deficient cost with negative value by the lowest market ceiling price plan, the electricity system and market operating unit shall make report to the Department of electricity regulation to select the next best new power plant in the list of new specified in Article 24 of this Circular and recalculate or review the list of power plant participating in electricity market in order to determine the ceiling price reasonably.

2. Determining monthly deficient cost

The monthly deficient cost of the best new power plant is determined by allocation of yearly deficient cost to months in year N by the following formula:

In which:

t: Month t in year N;

...

AS: Yearly deficient cost of the best new power plant in year N (dong);

: Peak load capacity in month t (MW).

3. Determining market capacity price for transaction cycle.

a) Determining the yearly average available capacity of the best new power plant by the following formula:

In which:

Q_BNE: Average available capacity in year N of the best new power plant (kW);

I: Total transaction cycles in year N minus night off-peak hours;

i: Transaction cycle in which the best new power plant expected to be mobilized minus night off-peak hours;

...

b) Determining market capacity price for each year-ahead transaction cycle by the following formula:

In which:

I: Total transaction cycles in month t, excluding night off-peak hours;

i: Transaction cycle I trong month t; excluding night off-peak hours;

: Market capacity price of transaction cycle i (dong/kW);

Q_BNE: 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);

: Subloading of forecasting system of transaction cycle i according to subloading diagram of forecasting typical day of month t specified in Article 19 of this Circular (MW);

...

Article 27. Determination of yearly contract output

Yearly contract output of power plant is determined in the process of year-ahead operation planning including the following steps:

1. Planning the year-ahead operation by the method of binding schedule. The input parameter used in planning year-ahead power system operation is the total price of thermal power plants, hydrological characteristics and technical specifications of thermal power plants

2. Calculating the yearly planning output of power plant by the following formula:

In which:

: Planning output in year N of power plant (kWh);

...

GO: Power output generated on average in many years of power plant specified in power sale and purchase contract (kWh);

a, b: Yearly output adjustment coefficient is determined in accordance with regulation on the method of determination of generation price; order and procedures of construction and issuance of generation price range and approval of power sale and purchase contract.

3. Calculating the yearly contract output of power plant by the following formular:

In which:

Qc: Yearly contract output in year N (kWh);

: Yearly contract output in year N of power plant (kWh);

: Rate of output paid under contract price for year N (%). The rate of this output is specified in Clause 5, Article 15 of this Circular.

Article 28. Determination of monthly contract output

...

1. Using the market simulation model by the method of binding schedule to determine the monthly expected output 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 : Yearly contract output of power plant (kWh);

: Expected output in month t of the power plant determined from the market simulation model by the method of binding schedule (kWh).

Article 29. Responsibilities for determination and signing monthly and yearly contract output.

1. The electricity system and market operating unit shall:

...

b) Send result of contract output calculation to the unique and generating unit of direct transaction for checking.

2. The unique wholesaling unit and generating unit of direct transaction shall:

a) Provide data to the electricity system and market operating unit to calculate monthly and yearly contract output;

b) Check and coordinate with the electricity system and market operating unit to handle discrepancy in the results of calculation;

c) Supplementing appendix and amendment of appendix of monthly and yearly contract output contract to the power sale and purchase contract for difference according to the result of calculation.

Article 30. Determination of price of expected average generation price for year N.

1. The electricity system and market operating unit shall calculate the expected average generation price for year N and the rate of change of the expected average generation price compared to the year N-1.

2. The yearly average generation price is calculated by the following formula:

...

j: Power plant j of the generating unit of direct transaction;

J: Total power plant of the generating units of direct transaction ;

P_PDTB: Average generation price of entire system in year N (dong/kWh);

: Average total market price in year N specified in Clause 4 of this Article (dong/kWh);

: Total power output in year N of entire system (kWh);

: Total power output in year N of generating units of direct transaction (kWh);

: Total power output in the power sale and purchase contract for difference in year N of the power plant j (kWh);

: Price of power sale and purchase contract for difference in year N of the power plant j (kWh);

: Total cost of power purchase from BOT power plants in year N (dong);

...

CDVPT: Total cost of auxiliary services purchase in year N (dong).

3. Average total market price is determined by the following formula:

In which:

i: Transaction cycle i in year N;

I: Total transaction cycle in year N;

: Average total market price in year N (dong/kWh);

: Expected output generated in market of all power plants participating in market in transaction cycle i determined from the binding market simulation model (kWh);

: Expected market power price of transaction cycle i determined from the non-binding market simulation model (dong/kWh);

...

Section 2. MONTH-AHEAD OPERATION PLAN

Article 31. Subloading forecasting for month-ahead operation planning.

The electricity system and market operating unit shall forecast the subloading in service of month-ahead operation planning by the method specified in Regulation on transmission electricity system

1. Total system subloading demand and subloading of the North, Central and South for entire month and each week of the month.

2. Subloading diagram of typical days of the North, Central, South, and the whole system for weeks in a month.

Article 32. Water value calculation

The electricity system and market operating unit shall calculate water value for weeks in the next month. The result of calculation is used to plan month-ahead operation including:

1. Expected output of multi-objective strategic hydropower plants.

2. Water value of hydropower plant in group of ladder hydropower plants.

...

4. Limited water level of weeks in a month of reservoirs.

Article 33. Classification of month-ahead base, intermediate and peak load set

1. The electricity system and market operating unit shall classify the month-ahead base, intermediate and peak load set under the process of set classification and calculation of monthly ceiling price of quotationof thermal power plant.

2. The electricity system and market operating unit shall use the market simulation model to determine the monthly average load coefficient of generating sets in the next month.

3. Based on the monthly average load coefficient from the simulation result, the sets are classified into 03 (three) groups as follows:

a) Group of base load sets including generating sets with monthly average load coefficient greater or equal to 70%;

b) Group of intermediate load sets including generating sets with monthly average load coefficient greater than 25% or less than 70%;

c) Group of peak load sets including generating sets with monthly average load coefficient less than or equal to 25%;

Article 34. Adjustment of ceiling price of thermoelectric set

...

a) Fuel price of thermal power plant in the next month in case the ceiling price of quotation is method specified in Article 22 of this Circular.

Month-ahead fuel price is the price published by the competent agency and applied for the next month. In case there is no data on fuel price published by the competent agency, the month-ahead fuel price is the fuel price according to the payment dossier of the last month prior to the time of month-ahead planning. The unique wholesaling unit shall update information on fuel price of thermal power plants for the next month and provide it to the electricity system and market operating unit and also notify generating units;

b) Variable price of thermal power plants in case the ceiling price of quotation is determined under Clause 2, Article 22 of this Circular.

The unique wholesaling unit shall update changes on variable price of thermal power plants and provide it to the electricity system and market operating unit;

c) Result of classification of thermal power plant for the next month specified in Article 33 of this Circular.

2. The electricity system and market operating unit shall publish the ceiling price of quotation of thermoelectric set in the next month according to market schedule specified in Appendix I of this Circular.

Article 35. Adjustment of monthly contract output.

1. The monthly contract output shall be adjusted in case the repair and maintenance schedule of the plant of month M is changed compared to yearly operation plan as required of the electricity system and market operating unit to ensure electricity system security, not due to causes of the plant. The adjustment of monthly contract output in this case is on the following principle: the change of output Qc between months in proportion to the time of repair to ensure the invariable adjusted total Qc of months in a year.

In case the plant is changed its repair and maintenance schedule at the end of year, the output Qc in proportion to reparing time of this month.

...

Article 36. Determination of hourly contract output

The electricity system and market operating unit shall determine the hourly contract output in the next month for the power plant by the following steps:

1. Using the market simulation model to determine the expected hourly output in month of the plant by the method of binding schedule.

2. Determining the hourly contract output by the following formula:

In which:

i: ith Transaction cycle in month;

I: Total cycles in month;

: Contract output of the power plant in transaction cycle i (kWh);

...

: Monthly contract output of the power plant is determined in Article 28 of this Circular (kWh).

3. In case the contract output of the power plant in transaction cycle i is greater than the highest generated output of the power plant, the contract output in that transaction cycle is adjusted by the highest generated output of the power plant;

4. In case the contract output of the thermal power plant in transaction cycle i is greater than 0 (zero) MW and less than the lowest stable generation capacity (Pmin) of the power plant, the contract output in that transaction cycle shall be adjusted by the lowest stable generation capacity of the power plant which is determined by the lowest stable generation capacity of 01 (one) set of the power plant scheduled for mobilization in electricity market model of that cycle.

In case the contract output of hydropower plants is less than the lowest stable generation capacity, it is likely to be adjusted by 0 (zero) MW or the lowest stable generation capacity.

5. The electricity system and market operating unit shall allocate the different total output due to adjustment of hourly contract output specified in Clause 3 and 4 of this Article in different hours in month on the principle to ensure invariable monthly contract output and comply with provisions in the process of year, month and month ahead operation planning.

6. The electricity system and market operating unit shall send the result of calculation of hourly contract output to the unique wholesaling unit and the generating unit of direct transaction according to electricity market timetable specified in Appendix I of this Circular.

7. The unique wholesaling unit and the generating unit of direct transaction shall sign to confirm the monthly contract output adjusted under Article 35 and hourly contract output according to the result of calculation of electricity system and market operating unit.

Section 3. YEAR-AHEAD OPERATION PLAN

Article 37. Week-ahead water value

...

2. The electricity system and market operating unit shall update and recalculate the week-ahead water value and publish the following results:

a) Water value and expected weekly output of the multi-objective strategic hydropower plant;

b) Water value of groups of ladder hydropower plants and hydropower plants with regulating reservoirs over 01 week;

c) Expected weekly output of hydropower plants with regulating reservoirs of less than 02 days;

d) Limited water level of hydroelectric reservoirs with regulating capacity over 01 week.

Article 38. Determination of contract output of hydropower plants with regulating reservoirs from 02 days to 01 week.

1. The electricity system and market operating unit shall calculate and publish the weekly contract output and allocate the weekly contract output for each transaction cycle in a week of hydropower plants with regulating reservoirs from 02 days to 01 week according to provisions in the process of year, month and month ahead operation planning.

2. The electricity system and market operating unit shall send the weekly contract output of hydropower plants with regulating reservoirs from 02 days to 01 week to the unique whosaling unit and generating units. These two units shall sign to confirm the weekly contract output of the plant as a basis for electricity payment.

Article 39. Limit of offering price of hydropower plant

...

a) Floor price of quotation is 0 (zero) dong/kWh;

b) Ceiling price of quotation is equal to the highest value of:

- Water value of that plant;

- Average price of ceiling prices of quotation of thermoelectric sets participating in electricity market in monthly operation planning;

c) Every month, the electricity system and market operating unit shall publish the average price of ceiling prices of quotation of month-ahead thermoelectric sets for hydropower plants at the same time of publication of ceiling price of quotation of month-ahead thermoelectric sets.

2. Limit of offering price of hydropower plant with regulating reservoir from 02 days to 01 week is determined as follows:

a) Floor price of quotation is 0 (zero) dong/kWh;

b) Ceiling price of quotation is equal to the highest value of:

- Highest water value of hydropower plants participating in the market;

...

c) Every week, the electricity system and market operating unit shall publish the highest water value of hydropower plants participating in week-ahead market to the hydropower plants with regulating reservoirs from 02 days to 01 week.

Chapter V

ELECTRICITY MARKET OPERATION

Section 1. DAY-AHEAD ELECTRICITY MARKET OPERATION

Article 40. Information for day-ahead electricity market operation

Before 10h00 on day D-1, the electricity system and market operating unit shall determine, calculate and publish the following information:

1. Subloading forecasting diagram of day D of the entire system and of the North, Central and South.

2. The expected output of the multi-objective strategic hydropower plant and the plants indirectly participating in the market, BOT plants in each day-ahead transaction cycle.

3. Day-ahead total expected gas output of gas thermal power plants sing the same source of gas.

...

5. Results of security assessment of short-term system for day D as prescribed in Regulation on transmission electricity system.

Article 41. Price quotation

Price quotation must comply with the following principles:

1. Having 05 (five) pairs of offering price (dong/kWh) and capacity (MW) for the set in each transaction cycle of day D.

2. Capacity in the price quotation is the capacity at the terminal of generating set.

3. Offering capacity of subsequent offering range must not be lower than capacity of preceding offering range.

4. Having information on technical parameters of the set including:

a) Published capacity of the set for the day D;

b) Lowest stable generation capacity of the set.

...

d) Technical binding upon simultaneous operation of the sets.

5. The published capacity of the set in the quotation of day D shall not be lower than the rate of published capacity in day D-2 according to the process of security assessment of short term electricity system specified in the Regulation on transmission electricity system except for the case of unforeseen technical problems. The plant shall update the published capacity upon occurrence of problems leading to reduction of available capacity.

6. In normal condition, the first range of offering capacity in the price quotation of thermoelectric sets must be equal to the lowest stable generation capacity of the set. The last range of offering capacity must be equal to the published capacity. For thermoelectric plants during startup and stopping are allow to update the hourly quotation with capacity lower than the lowest stable generation capacity.

7. The hydropower plants may offer the first ranges of capacity in each hour equal to 0 (zero) MW but the last range of offering capacity must be equal to the published capacity.

9. Unit of offering price is dong/kWh, with the smallest number of decimal as 0.1.

Offering price is between the floor price and the ceiling price of the set and shall not decrease in the increasing way of the offering capacity.

The form of price quotation is specified in Appendix III of this Circular.

Article 42. Price offering for group of ladder hydropower plants

1. The group of ladder hydropower plants shall make price offering under a general price quotation for the entire group and comply the limit of offering price specified in Article 38 of this Circular.

...

3. In case of failing to register the representative unit for price offering for the group of ladder hydropower plants, the electricity system and market operating unit shall make price offering on behalf of the plants in this group in accordance with water value of the group.

4. The representative unit for price offering shall comply with regulations on price offering for all power plants in the group of ladder hydropower plants.

5. In case the power plant in the group of ladder hydropower plants propose the price offering, based on the proposal of the power plant in the group of ladder hydropower plants and the binding optimization of water use of the entire group, the Department of electricity regulation shall consider and decide on price offering of this hydropower plant.

6. The water value of the group of ladder hydropower plants is the water value of the largest hydoelectric lake in that ladder. The electricity system and market operating unit shall determine the hydoelectric lake used to calculate water value for group of ladder hydropower plants together with the classification of hydropower plants specified in Article 18 of this Circular.

7. In case the group of ladder hydropower plants has the multi-objective strategic hydropower plant:

a) The electricity system and market operating unit shall publish the hourly generation output in the next week of each hydropower plant in the group of ladder hydropower plants specified in Clause 2, Article 37 of this Circular;

b) When the published output of the multi-objective strategic hydropower plant in the group is adjusted specified in Article 53 of this Circular, the electricity system and market operating unit shall adjust the published output of power plants at lower ladder accordingly.

Article 43. Price offering of other hydropower plants

1. Other hydropower plants with regulating reservoirs from 02 days or more make price offering and comply with the limit of offering price specified in Article 39 of this Circular.

...

a) Offering price is 0 d/kWh for all offering ranges;

b) Offering range is equal to the expected generation capacity of the set in the transaction cycle.

Article 44. Submission of price quotation

1. Before 11:30 on day D-1, the price offering unit shall submit a price quotation on day D.

2. The price offering units shall submit the price quotation through the market information system. In case of problems so the market information system cannot be used, the price offering unit shall agree with the electricity system and market operating unit on other methods for the submission of price quotation in order of priority as follows:

a) By E-mail to the mail address of the electricity system and market operating unit;

b) By Fax through the fax number specified by the electricity system and market operating unit;

c) Submission of quotation directly at the electricity system and market operating unit.

Article 45. Checking validity of price quotation

...

2. In case the price quotation is not valid, the electricity system and market operating unit shall notify the submitting unit immediately and require this unit to re-submit the final price quotation prior to the end of price offering.

3. After receiving notification of the electricity system and market operating unit of the invalid price quotation, the price offering unit shall modify and re-submit it prior to the end of price offering.

Article 46. Scheduling price quotation

1. After the end of price offering, the electricity system and market operating unit shall check the validity of price quotations last received specified in Article 41 of this Circular. The valid final price quotation shall be used as the scheduling price quotation for day-ahead mobilization scheduling.

2. In case the electricity system and market operating unit does not receive the price quotation or the final price quotation of price offering unit is invalid, the electricity system and market operating unit shall use the default price quotation of that generating unit as the scheduling price quotation.

3. The default price quotation of power plants is determined as follows:

a) For thermal power plants, the default price quotation is the last valid price quotation. In case the last valid price quotation is not appropriate with the actual state of operation of the set, the default price quotation is the one in proportion to the current state and the fuel used in the set of default price quotation used for that month of the set. The price offering unit shall develop the set of default price quotation used for the next month of the thermoelectric set in proportion to the state of operation and fuel of the set and submit it to the electricity system and market operating unit before the 25th date of each month.

b) For hydropower plants and group of ladder hydropower plants, the default price quotation is the one with the offering price equal to the published weekly water value.

Article 47. Data used for day-ahead mobilization scheduling

...

1. Daily subloading diagram of the entire system and the North, Central and South.

2. Schedlung price quotations of the price offering units.

3. Published capacity of the hydropower plants specified in Clause 2, Article 37, Clause 7, Article 42 and Clause 2, Article 43 of this Circular.

4. Power output imported and exported specified in Article 60 and Article 61 of this Circular.

5. Capacity of the sets of power plants providing auxiliary services.

6. Requirement on rotation backup capacity and frequency regulation.

7. Repair and maintenance of transmission power grid and generating sets approved by the electricity system and market operating unit.

8. Testing schedule of generating set.

9. Mobilization diagram of power plants which are suspended their right to participate in electricity market specified in Clause 3, Article 8 of this Circular.

...

11. Results of security assessment of short-term system for day D as prescribed in Regulation on transmission electricity system.

12. Updated information about the availability of the transmission grid and the generating sets from the SCADA system or provided by the electricity system and market operating unit.

Article 48. Day-ahead mobilization schedule

The electricity system and market operating unit shall make day-ahead mobilization schedule:

1. Non-binding schedule including:

a) Expected market power price in each day-ahead transaction cycle;

b) Mobilization order of generating sets in each day-ahead transaction cycle.

2. Binding schedule including:

a) Expected mobilization diagram of each set in each day-ahead transaction cycle, marginal price of each region in each day-ahead transaction cycle.

...

c) Method of operation, expected wire connection diagram of the power system in each day-ahead transaction cycle.

d) Warning information (if any)

3. Day-ahead schedule in case of excessive capacity.

The electricity system and market operating unit shall calculate the stopping and re-startup of sets in case of excessive capacity on the principle as follows:

a) Stopping the sets with the price of electricity sale and purchase contract in the order from high to low;

b) Stopping the sets with the startup cost from low to high;

c) Upon re-startup in the order of set with the price of electricity sale and purchase contract in the order from low to high;

d) Calculating the stoppage time of sets to meet the requirements of the system and restricting the up and down operation of the sets many times.

Article 49. Publication of day-ahead schedule

...

1. Expected mobilization capacity including capacity of frequency regulation and rotation backup of the sets in each day-ahead transaction cycle. The marginal price of each region in each day-ahead transaction cycle.

2. Expected market power price for each day-ahead transaction cycle.

3. List of sets expectedly increasing or decreasing capacity in each day-ahead transaction cycle.

4. Information about warning of day-ahead capacity shortage (if any), including:

a) Transaction cycles with expected capacity shortage;

b) Amount of power shortage;

c) Security binding of violated system;

5. Information about warning of day-ahead excessive capacity (if any) including:

a) Transaction cycles of expected excessive capacity;

...

Article 50. Grid connection to generating set

1. For low startup set, the generating unit shall prepare everything to connect the grid of this set according to day-ahead schedule published by the electricity system and market operating unit. In case the startup time of the set is larger than 24 hours, the generating unit shall connect the grid of this set based on the results of security assessment of short-term system published by the electricity system and market operating unit.

2. For the set of non-slow startup, the generating unit shall prepare everything to connect the grid of this set according to day-ahead schedule published by the electricity system and market operating unit.

3. During the process of grid connection of thermoelectric sets, the generating unit shall update hourly capacity in the hourly quotation 60 minutes in advance in service of operation and payment calculation.

Article 51. Measures of handling upon warning of capacity shortage.

1. Modification of price quotation

a) Price offering unit is permitted for modification and submits the day-head price quotation or for the remaining transaction cycles in day D to the electricity system and market operating unit 60 minutes prior to operation time with the change of price quotation.

b) The modified price quotation must not decrease its offering capacity and change offering price compared with day-ahead quotation of that price offering unit;

c) The electricity system and market operating unit shall the validity of modified price quotations and use them as scheduling price quotation to make hour-ahead mobilization schedule and calculate electricity market price.

...

3. The electricity system and market operating unit is permitted to modify the published capacity of multi-subjective strategic hydropower plants specified in Clause 2, Article 53 of this Circular.

Section 3. OPERATION OF HOUR-AHEAD ELECTRICITY MARKET.

Article 52. Data of hour-ahead mobilization schedule

The electricity system and market operating unit shall use the following data for hour-ahead mobilization schedule

1. Subloading diagram of the entire system and the North, Central and South forecasting an hour ahead and subsequent 03 hours.

2. Grid connection of low startup set according to the published day-ahead schedule.

3. The scheduling price quotations of the price offering units with the update of hourly quotations of low startup sets in the process of grid connection. The hourly quotation of the sets during the stoppage of set and the sets publishing capacity increase in case of power shortage.

4. Published output of the multi-objective strategic hydropower plants.

5. Capacity of frequency regulation, rotation backup, quick startup backup, cold backup and operation to be generated due to the hour-ahead security binding of electricity system

...

7. Other system security bindings.

8. Testing schedule of generating set.

Article 53. Adjustment of published output of the multi-objective strategic hydropower plant

1. Before hour-ahead mobilization schedule, the electricity system and market operating unit is permitted for adjustment of hourly output of the multi-objective strategic hydropower plant published as specified in Clause 2, Article 40 of this Circular in the following cases:

a) There are abnormal fluctuations in hydrology;

b) There are warnings of capacity shortage according to day-ahead schedule;

c) There is a decision of the competent state agencies on regulation of reservoir of the multi-objective strategic hydropower plant in service of purpose of flood control and irrigation.

2. Scope of adjustment of hourly output of the multi-objective strategic hydropower plant in cases specified at Point a, b, Clause 1 of this Article is ±5% of the total installed capacity of the multi-objective strategic hydropower plant in the power system excluding the capacity for frequency regulation and rotation backup.

Article 54. Hour-ahead schedule

...

2. Making hour-ahead mobilization schedule in case of shortage of capacity.

a) The electricity system and market operating unit shall make mobilization schedule in the order as follows:

- According to the scheduling price quotation;

- The multi-objective strategic hydropower plant according to the adjusted capacity;

- The sets providing quick startup backup services, the sets providing cold backup services according to day-ahead mobilization schedule

- The sets providing operational services to be generated due to security binding of electricity system.

- Rotation backup capacity;

- Reduction of backup capacity of frequency regulation to a permissible lowest level.

b) The electricity system and market operating unit shall check and determine the expected amount of capacity to be discharged to ensure the system security.

...

The electricity system and market operating unit shall adjust the hour-ahead schedule through measures in the order as follows:

a) Stopping the sets which voluntarily stop generation.

b) Gradually decreasing generation capacity of low startup sets to the lowest stable generation capacity;

c) Minimally decreasing generation capacity of the set providing the rotation backup service.

d) Minimally decreasing generation capacity of the set providing the frequency regulation service.

e) Stopping the sets of low startup in the order as follows:

- Having the shortest startup time;

- Having power sale and purchase contract price from high to low;

- Having startup cost from low to high. This cost is agreed between the unique wholesaling unit with the electricity system and market operating unit;

...

Article 55. Publication of hour-ahead schedule

The electricity system and market operating unit shall publish the hour-ahead schedule 15 minutes prior to the operation hour including the following contents:

1. The hour-ahead subloading forecasting of entire system and the North, Central and South;

2. Mobilization schedule of generating sets, marginal price in the North, Central and South in hour ahead and 03 subsequent hours scheduled specified in Article 54 of this Circular.

3. Handling measures of the electricity system and market operating unit in case of shortage or excess of capacity.

4. Information about adjustment of published capacity of the multi-objective strategic hydropower plant specified in Article 53 of this Circular.

5. Expected subloading discharge schedule.

Section 3. REAL TIME OPERATION

Article 56. Regulation of real time power system

...

2. The generating unit shall comply with the order of regulation of the electricity system and market operating unit.

3. The generating unit possessing hydropower plant must comply with regulations on the weekly limited water level specified in Article 37 of this Circular. In case the reservoir of hydropower plant violates the weekly limited water level:

a) The electricity system and market operating unit shall warn the violation of the weekly limited water level of the plant which must adjust the offering price in the subsequent days to ensure no violation of the next weekly limited water level.

b) In case the reservoir of the plant violates the weekly limited water level for 02 consecutive weeks, the plant shall not make price offering itself and the electricity system and market operating unit is allowed to interfere into the mobilization schedule. These power plants shall base on the result of calculation of water value to ensure requirements on power system security and bring the water level of the reservoir to the weekly limited water level.

In case the water level of the reservoir is completely violated due to mobilization on the basis of price quotation of the plant, not due to mobilization to ensure requirements on power system security, then during the time of interference, these plants are paid only with a price equal to 90% of power sale and purchase contract price but no more than 02 weeks from the time of interference.

c) After 02 weeks from the time the electricity system and market operating unit made interference, the water level of reservoir still violates the weekly limited water level due to hydrological conditions or plant mobilization to ensure requirements on power system security, the electricity system and market operating unit is allowed to further interfere into mobilization schedule of power plants. During this time, the power plant is paid at the power sale and purchase contract price.

d) When ensuring no violation of weekly limited water level, the hydropower plant may continue participation in price offering in the subsequent week;

e) Before 10h00 on Monday, the electricity system and market operating unit shall make report on mobilization schedule since Tuesday to the generating unit and the unique wholesaling unit in the following cases:

- The plant violates water level of reservoir and the plant is interfered with mobilization schedule;

...

Article 57. Interference in electricity market

1. Cases of interference in electricity market

The electricity system and market operating unit is allowed to interfere into the electricity market in the following cases:

a) The system is being operated in emergency mode specified in the Regulation on transmission power system;

b) The hour-ahead mobilization schedule cannot be put off 15 minutes prior to operation hour.

2. In case of interference in the electricity market, the electricity system and market operating unit shall mobilize the sets to ensure the objectives in the order of priority as follows:

a) Ensuring balance of generation and subloading capacity;

b) Meeting requirements on backup;

c) Meeting requirements on rotation backup;

...

3. Publication of information on interference in electricity market.

a) Upon interference in electricity market, the electricity system and market operating unit must publish the following contents:

- Reasons for interference in electricity market;

- Transation cycles expectedly interfering in the electricity market.

b) Within 24 hours after the end of interference in the electricity market, the electricity system and market operating unit shall publish the following contents:

- Reasons for interference in electricity market;

- Transation cycles expectedly interfering in the electricity market.

- Measures applied by the electricity system and market operating unit to interfere in the electricity market.

Article 58. Stoppage of electricity market

...

a) Due to emergency situations of natural disasters or protection of national defence and security;

b) Due to proposal for stoppage of electricity market from the electricity system and market operating unit in case:

- Power system operates in extreme emergence mode specified in Regulation on transmission electricity system.

- Failing to ensure safe and continuous operation of electricity market.

c) Other cases on the requirements of the competent authorities.

2. Department of electricity regulation shall consider and decide on stoppage of electricity market in cases specified at Point a anf b, Clause 1 of this Article and notify the electricity system and market operating unit.

3. The electricity system and market operating unit shall notify electricity market participants of the decision on stoppage of electricity market of the Department of electricity regulation.

4. Power system operation during the time of stoppage of electricity market:

a) The electricity system and market operating unit shall regulate and operate the power system on the following principles:

...

- Ensuring implementation of agreements on output in power import and export contracts, power sale and purchase contracts of BOT power plants and power sale and purchase contracts with the output commitment of other power plants;

b) Generating units, power transmission units and other units concerned shall comply with the order of regulation of the electricity system and market operating unit.

Article 59. Restoration of electricity market

1. The electricity market shall be restored its operation when meeting the following conditions:

a) Causes leading to the stoppage of electricity market have been remedied;

b) The electricity system and market operating unit has confirmed the ability to re-operate of the electricity market.

2. The Department of electricity regulation shall consider and decide on restoration of electricity market and notify the electricity system and market operating unit;

3. The electricity system and market operating unit shall notify the electricity market participants of the decision on restoration of electricity market of the Department of electricity regulation.

Section 4. POWER EXPORT AND IMPORT IN ELECTRICITY MARKET OPERATION.

...

1. Before 10h00 on day D-1, the electricity system and market operating unit shall publish the expected exported power output in each transaction cycle of day D.

2..The exported power output is calculated as subloading at the exporting point and is used to calculate the forecasting of system subloading in service of day and hour -ahead mobilization schedule.

Article 61. Handling of imported power in mobilization schedule

1. Before 10h00 on day D-1, the electricity system and market operating unit shall publish the expected imported power output in each transaction cycle of day D.

2. The imported power output in mobilization schedule is calculated as the power to be generated with the diagram published in advance in day ahead.

Article 62. Payment for the exported and imported power

The imported power is paid under the power sale and purchase contract signed between parties.

Chapter VI

CALCULATION MARKET POWER PRICE AND PAYMENT IN ELECTRICITY MARKET

...

Article 63. Supply of metering data

1. Before 15h00 on day D+1, the power metering data management unit shall provide the electricity system and market operating unit and the unique wholesaling unit with the power metering data of each transaction cycle of day D.

2. Bedore the 8th working day after the end of payment cycle, the power metering data management unit shall provide the electricity system and market operating unit with the power metering data in the payment cycle specified in the Regulation on power metering in a competitive generation market.

Article 64. Storage of metering data

The electricity system and market operating unit is responsible for storage of power metering data and relevant dossier in a time limit of at least 05 years.

Section 2. CALCULATION OF MARKET ELECTRICITY PRICE AND PAYMENT CAPACITY

Article 65. Determination of market power price

1. After transaction day Article, the electricity system and market operating unit shall schedule the calculation of market power price for each transaction cycle of day Article in the following order:

a) Calculating the system subloading in the transaction cycle by converting the metered output to the terminal of generating set;

...

- Fixedly arranging under the background of power system subloading diagram the actually generated output of the generating units of direct transaction of electricity market, imported power, BOT power plant, testing sets and power plant belonging to industrial park only selling a portion of its output to the national electricity system, the sets separated from the electricity market;

- Arranging power ranges in the scheduling price quotation of generating units of direct transaction.

2. Market power price is equal to the offering price of the final power range scheduled to meet the rate of system subloading in the schedule of calculation of market power price. In case the offering price of the final power range in the schedule of calculation of market power price is higher than the ceiling price, the market power price is calculated by the market ceiling price.

3. Before 9h00 on day D+2, the electricity system and market operating unit shall publish the market power price of each transaction cycle in day D.

Article 66. Determination of payment capacity

1. Principles to determine the payment capacity for each transaction cycle:

a) The sets generating in each cycle in the market are scheduled to receive the market capacity price for that cycle excluding low startup sets which have stopped for backup or due to problems

b) The payment capacity of the set is at least equal to the power output of the set at the terminal of generating set in the transaction cycle.

c) In case the total capacity of the sets has the same offering price, equally divide the portion of capacity received with the market capacity price at that offering range for each set.

...

a) Calculating the adjusted subloading in the transaction cycle by the system subloading adding the following components:

- Capacity of rotation backup for transaction cycle;

- Capacity of frequency regulation for transaction cycle;

- Component of incentive capacity and capacity of added generating sets are calculated by 3% total generation output of the generating units of direct transaction in electricity market in the transaction cycle.

b) Performing the capacity schedule by the method of non-binding schedule to meet the rate of adjusted subloading determined at Point a of this Clause in the following order:

- Arranging capacity of frequency regulation, rotation backup and Incrementally generated capacity of generating sets for the transaction cycle of the set at a price equal to 0 (zero) / kWh;

- Arranging ranges of capacity in the scheduling price quotation of the generating units of direct transaction excluding excluding low startup sets which have stopped for backup or due to problems.

3. The amount of payment capacity of the set in the transaction cycle is calculated by the amount of capacity of that set in the capacity schedule.

...

Article 67. Determination of market power price and payment capacity upon interference in electricity market.

1. In case the time to interfere in market is less than 24 hours:

a) The electricity system and market operating unit shall use the valid price quotation to determine the market power price as specified in Article 65 and the amount of payment capacity as specified in Article 66 of this Circular;

b) In case the set has no valid price quotation, the electricity system and market operating unit shall use the ceiling price for the portion of hourly contract output and ceiling price of quotation for the output outside the contract to schedule the calculation of market power price and capacity schedule for that transaction cycle.

2. In case the time to interfere in the market is greater or equal to 24 hours, the electricity system and market operating unit shall not calculate the market power price and payment capacity for the period the market is interfered.

Section 3. MAKING PAYMENT TO GENERATING UNIT OF DIRECT TRANSACTION

Article 68. Power output in service of payment in electricity market

1. The electricity system and market operating unit shall calculate the components of power output of the power plant in the transaction cycle in service of payment in the electricity market including:

a) Power output paid by the offering price for thermal power plant with the offering price higher than the market ceiling price (Qbp);

...

c) Different power output compared with the output mobilized by the order of regulation (Qdu);

d) Power output paid at market power price (Qsmp).

2. Power output paid at offering price for thermal power plant with the offering price higher than the market ceiling price in the transaction cycle determined as follows:

a) Determining the sets with the offering price higher than the market ceiling price scheduled for market price calculation for transaction cycle i and metering position of that set.

b) Calculating the payment power output at the offering price at each metering position specified at Point a of this Clause by the following formula:

In which:

i: ith transaction cycle;

...

: Payment power output at the offering price at metering position j in the transaction cycle i (kWh);

: Power output metered at the metering position j in the transaction cycle i (kWh);

: Power output in proportion to the capacity amount with the offering price lower than or equal to the market ceiling price in the transaction cycle i of the sets connected to the metering position j and converted to that metering position (kWh);

: Power output in proportion to the capacity amount with the offering price higher than the market ceiling price and arranged in the schedule of calculation of market price in the transaction cycle i of the sets connected to the metering position j and converted to that metering position (kWh);

Calculating the payment power output at the offering price for the power plant by the following formula:

In which:

j: Metering point j of thermal power plant specified at point a of this Clause;

J: Total metering points of the power plant with the set offering higher than the ceiling market price and scheduled for calculation of market price;

...

: Power output paid at offering price at the metering point j in the transaction cycle i (kWh);

3. The incrementally generated power output of the power plant in transaction cycle is determined in the following order:

a) Calculating the incrementally generated power output in the transaction cycle at the terminal of the set by the following formua:

In which:

: Incrementally generated power output of the set calculated at the terminal in transaction cycle i (kWh);

i: ith transaction cycle;

J: Number of times to change the order of regulation due to the binding in transaction cycle i;

: J th point of time in the transaction cycle i, the electricity system and market operating unit has the order of regulation to change capacity of generating set due to the binding (minute). In case at this point of time the capacity of generating set is lower than then is determined as the point of time the set reaches the capacity;

: Point of time the set reaches the capacity due to receiving order of regulation at the point of time (minute) of the electricity system and market operating unit; In case at this point of time, the capacity of the generating set is lower than then is determined as the point of time the set reaches the capacity;

...

: Capacity by the order of regulation from the electricity system and market operating unit to the generating set at the point of time . In case this capacity is less than , then this capacity is calculated by;

: Capacity the set reaches at the point of time . In case this capacity is less than then this capacity is calculated by ;

The period from the point of time the order of regulation capacity to point of time the generating set reaches capacity is determined as follows:

a: Speed of load increase or decrease of the set registered in the scheduling price quotation (MW/minute).

b) Determining the incrementally generated power output in the transaction cycle of the set , by converting the output from the terminal position of the set to the metering position.

c) Calculating the incrementally generated power output of the power plant in the transaction cycle i by the following formula:

In which:

...

g: Added generating set of the power plant in the transaction cycle i;

G: Total added generating sets of the power plant in the transaction cycle i;

: Increased output of the set g in the transaction cycle i (kWh).

4. Different power output compared with the output mobilized by the order of regulation (Qdu) of the power plant in the transaction cycle determined in the following order;

a) Determinating output mobilized by the order of regulation.

The output mobilized by the order of regulation of generating unit is the output at the terminal of the generating set calculated based on the order of regulation to mobilize the set of the electricity system and market operating unit based on the capacity by the order of regulation and the speed of load increase and decrease of the generating set. The output mobilized by the order of mobilization is determined by the following formula:

In which:

i: Transaction cycle i;

...

: J th point of time in the transaction cycle i, the electricity system and market operating unit has the order of regulation to change capacity of generating set (minute);

: Point of time the set reaches the capacity due to receiving order of regulation at the point of time (minute) of the electricity system and market operating unit;

: Output mobilized by the order of regulation calculated at the terminal of the generating set determined for transaction cycle i;

: Capacity by the order of regulation from the electricity system and market operating unit to the generating set at the point of time .

: Capacity the set reaches at the point of time .

The period from the point of time the order of regulation capacity to point of time the generating set reaches capacity is determined as follows:

a: Speed of load increase and decrease of the set registered in the scheduling price quotation lịch (MW/minute);

...

c) Different power output compared with the output mobilized by the order of regulation determined by the following formula:

In which:

: Different power output compared with the output mobilized by the order of regulation calculated at the terminal of the generating set determined for transaction cycle i;

: Metered power output of the power plant in the transaction cycle i (kWh);

: Output mobilized by the order of regulation converted to the metering position for transaction cycle i.

d) In case the set during the startup or stopping, this output Qdu is equal to zero

(Qdui = 0). If this set has technical binding affecting the generation capacity of the other sets of the plant, these affected sets shall not calculate the output Qdu

(Qdui = 0).

...

5. Power output paid at the market power price of the power plant in the transaction cycle i determined by the following formula:

In case the different power output compared to the output mobilized by the positive order of regulation (> 0):

In case the different power output compared to the output mobilized by the negative order of regulation (< 0):

In which:

: Power output paid at market power price of the power plant in the transaction cycle i (kWh);

: Metered power output of the power plant in the transaction cycle i (kWh);

: Power output paid at the offering price in the transaction cycle i for thermal power plant having offering price higher than the market ceiling price (kWh);

...

: Different power output compared to the output mobilized by the order of regulation in the transaction cycle i.

Article 69. Adjustment of power output in service of payment in electricity market.

1. The electricity system and market operating unit shall calculate and re-adjust the components of power output in service of payment in the market in transaction cycles specified in Clause 1, Article 68 of this Circular based on the output components as follows:

a) Power output of hourly contract of power plant in the transaction cycle i() is determined as specified in Article 36 of this Circular.

b) Power output paid at the market power price (Qsmpi) of the power plant in the transaction cycle i determined as specified in Clause 5, Article 68 of this Circular;

c) Metered power output of the power plant in the transaction cycle i().

2. The components of power output in service of payment in the market are adjusted in the following cases:

a) In case in the transaction cycle i, the metered power output of the power plant is less than or equal to the power output of hourly contract (≤ );

b) In case in the transaction cycle i, the metered power output of the power plant is greater than the power output of hourly contract (> ) and the power output paid at the market power price of the power plant is less than the hourly contract output (< ).

...

a) In case specified at Point a, Clause 2 of this Article, the incrementally generated power output (Qconi) and the power output paid at the offering price for the plant having offering price higher than the market ceiling price (Qbpi) adjusted in this transaction cycle is zero (Qconi = 0; Qbpi = 0);

b) In case specified at Point a, Clause 2 of this Article, the power output in service of payment in electricity market is adjusted on the principle to ensure no change of metered power output in this transaction cycle and under regulation in the process of mobilization schedule of generating sets, real time operation and payment calculation in electricity market.

Article 70. Payment of market power

1. The electricity system and market operating unit shall calculate the total of payments of market power of the power plant in the payment cycle by the following formula:

In which:

Rg: Total of payments of market power in the payment cycle (dong);

Rsmp: Payment for the portion of output to be paid at market power price in the payment cycle (dong);

Rbp: Payment for the output to be paid at the offering price for thermal power plants having offering price higher than the market ceiling price in the payment cycle (dong);

...

Rdu: Payment for the different power output compared with the output mobilized by the order of regulation in the payment cycle (dong);

2. Payment for the output to be paid at the market power price of the power plant in the payment cycle determined by the following order:

a) Calculating each transaction cycle by the following formula:

In which:

: Payment for the output to be paid at the market power price of the power plant in the payment cycle i in the payment cycle (dong);

SMP_i : Market power price of transaction cycle i in the payment cycle (dong/kWh);

: Power output paid at the market power price of the transaction cycle i in the payment cycle (kWh);

b) Calculating the payment cycle by the following formula:

...

In which:

: Payment for the output to be paid at the market power price of the power plant in the payment cycle (dong);

i: Ith transaction cycle in the payment cycle;

I: Total transaction cycles of the payment cycle;

: Payment for the output to be paid at the market power price of the power plant in the payment cycle i in the payment cycle (dong);

3. Payment for the output to be paid at the offering price for thermal power plant having the offering price higher than the market ceiling price in the payment cycle determined by the following order:

a) Calculating each transaction cycle by the following formula:

In which:

...

j: Jth offering range in the price offering of the sets of the thermal power plant having the offering price higher than the market ceiling price and arranged in the schedule of calculation of market power price.

J: Total offering ranges in the price quotation of the thermal power plant having the offering price higher than the market ceiling price and arranged in the schedule of calculation of market power price.

: Offering price in proportion to the offering range j in the quotation of the sets of the thermal power plant g in transaction cycle i (dong/kWh);

: The highest rate of offering in the ranges arranged in the schedule of calculation of market power price of thermal power plant in the transaction cycle i (dong/kWh);

: Total capacity offered at a price in the quotation of thermal power plant mobilized in transaction cycle i and converted to the metering position (kWh);

: Total power output having offering price higher than market ceiling price of thermal power plant in transaction cycle i (kWh).

b) Calculating each payment cycle by the following formula:

In which:

...

i: Transaction cycle i in which the power plant is mobilized at the offering price higher than ceiling price;

I: Total transaction cycles in which the power plant is mobilized at the offering price higher than ceiling price;

: Payment for the power offered higher than the ceiling price of the power plant in the transaction cycle i (dong);

4. Payment for incrementally generated power output of the power plant in the transaction cycle determined by the following order:

Calculating each transaction cycle by the following formula:

In which:

: Payment for incrementally generated power output in the transaction cycle i (dong);

g: Added generating sets of power plant in the transaction cycle i;

...

: Incrementally generated power of the set g in the transaction cycle i (kWh);

: Highest offering price in proportion to the incrementally generated capacity range of the set g in the transaction cycle i (dong/kWh).

Calculating each payment cycle by the following formula:

In which:

Rcon: Payment for the incrementally generated power output in the payment cycle (dong);

i:ith transaction cycle of the payment cycle in which the thermal power plant must increase generation by the order of regulation;

I: Total transaction cycles of the payment cycle in which the thermal power plant must increase generation by the order of regulation;

Rconi : Payment for the incrementally generated power output in the transaction cycle i (dong).

...

6. Payment for the different power output compared with the output mobilized by the order of regulation of the power plant in the transaction cycle.

Calculating each transaction cycle by the following formula:

In case the power output incrementally generated compared with the order of regulation:

In which:

: Payment for the different power output compared with the order of regulation in the transaction cycle i (dong);

g: Added generating set compared with the order of regulation of the power plant in the transaction cycle i.

G: Total added generating set compared with the order of regulation of the power plant in the transaction cycle i;

: Incrementally generated power compared with the order of regulation of the set g in the transaction cycle i;

...

In case the generated power output decreases compared with the order of regulation:

In which:

: Payment for the different power output compared with the order of regulation in the transaction cycle i (dong);

g: Generating set reduced compared with the order of regulation in the transaction cycle i;

G: Total generating set reduced compared with the order of regulation in the transaction cycle i;

: Generated power output decreases compared with the order of regulation of the set g in the transaction cycle i(kWh);

SMPi : Market power price in the transaction cycle i (dong/kWh);

Pbpi,max: Offering price of the most expensive set paid in the transaction cycle i.

...

In which:

: Payment for the different power output compared with the order or regulation in the payment cycle (dong);

i: ith transaction cycle of the payment cycle in which the thermal power plant of different generation compared with the order of regulation;

I: Total transaction cycles of the payment cycle in which the thermal power plant of different generation compared with the order of regulation;

: Payment for the different power output compared with the output mobilized by the order of regulation in the transaction cycle i (dong)

Article 71. Payment of market capacity

The electricity system and market operating unit shall calculate the payment of market capacity for the power plant in the payment cycle in the order as follows:

...

In which:

: Payment of capacity to the power plant in the transaction cycle i (dong);

g: Set of power plant is paid at capacity price.

G: Total sets of the power plant are paid at capacity price.

: Market capacity price in the transaction cycle i (dong/kW)

: Amount of payment capacity of the set g in the transaction cycle i (kW)

2. Calculating each payment cycle by the following formula:

...

Rcan: Payment of capacity to the power plant in the payment cycle (dong);

i: ith transaction cycle in the payment cycle;

I: Total transaction cycles in the payment cycle;

Rcani : Payment of capacity to the power plant in the transaction cycle i (dong).

Article 72. Payment under power sale and purchase contract for difference

Based on the market power price and market capacity price published by the electricity system and market operating unit, the generating unit shall calculate the payment under the power sale and purchase contract for difference in the payment cycle in the order as follows:

Calculating each transaction cycle by the following formula:

In which:

...

: Power output paid under contract price in the transaction cycle i (kWh);

Pc: Difference power sale and purchase contract price (dong/kWh). For hydropower plants, this contract price excludes water resource tax and fees of forestry environment;

SMP_i: Market power price in transaction cycle i (dong/kWh);

CAN_i: Market capacity price in transaction cycle i (dong/kWh);

Calculating each payment cycle by the following formula:

In which:

Rc: Difference payment in the payment cycle (dong);

i: ith transaction cycle of the payment cycle;

...

: Difference payment in the transaction cycle i (dong).

Article 73. Payment made upon interference in electricity market

1. In case the market interference time is less than 24 hours, the generating unit receives the payments specified in Article 69, 71 and 72 at the market power price and amount of payment capacity specified in Article 67 of this Circular.

2. In case the market interference time is greater than or equal to 24 hours, the generating unit is paid under contract price for the entire metered power output

Article 74. Payment made upon stoppage of electricity market

During the time of stoppage of electricity market, the generating unit is paid under contract price for entire metered power output.

Section 4. PAYMENT OF AUXILIARY SERVICES AND OTHER PAYMENTS

Article 75. Payment of opportunity cost for rotation backup service

1. The electricity system and market operating unit shall calculate the payment of opportunity cost for the generating unit providing the rotation backup service in the payment cycle in the order as follows:

...

In which:

Rspni : Payment of opportunity cost for the generating unit in the transaction cycle i (dong);

g: Set providing rotation backup service of the generating unit in the transaction cycle i;

G: Total sets providing rotation backup service of the generating unit in the transaction cycle i;

: Scheduling capacity providing rotation backup service of the set g in the transaction cycle i according to hour-ahead mobilization schedule (kWh);

: Opportunity cost in the transaction cycle i of the set g (dong/kWh). The opportunity cost is calculated as follows

In which:

...

: Highest offering price among rates of offering price in proportion to capacity ranges providing the rotation backup service (dong/kWh).

b) Calculating each payment cycle by the following formula:

In which:

: Payment of opportunity cost in the payment cycle (dong);

i: ith transaction cycle in the payment cycle in which the generating unit provides the rotation backup;

I: Total transaction cycles in the payment cycle in which the generating unit provides the rotation backup;

Rspn_i :Payment of opportunity cost in the transaction cycle i (dong).

2. Opportunity cost only paid for thermoelectric sets providing the rotation backup;

...

The Units providing quick startup backup service, cold backup service, operational services to be generated due to security binding of electricity system shall be paid under auxiliary service supply contract signed between the electricity system and market operating unit and the generating unit under the form issued by the Ministry of Industry and Trade.

Article 77. Payment for multi-objective strategic hydropower plant

Payment for multi-objective strategic hydropower plant is made under under the power sale and purchase contract signed with the unique wholesaling unit.

Article 78. Payment for hydropower plants with regulating reservoir of less than 02 days.

The electricity system and market operating unit shall calculate the payment of revenue for plants with regulating reservoir of less than 02 days by the following formula:

a) Calculating each transaction cycle by the following formula:

Rgi = Pc × (Qhci × α) + (CANi + SMPi) × (Qhci ×(1 - α)) + Rdui

In which:

Rgi: Payment for plants with regulating reservoir of less than 02 days in the transaction cycle i (dong);

...

Qhci : Adjusted power output in the transaction cycle i(kWh) is determined as follows:

- In case Qdui > 0, Qhci = Qmi - Qdui;

- In case Qdui ≤ 0, Qhci = Qmi.

Qmi: Power output at the point of delivery in the transaction cycle i (kWh);

Qdui: Different power output compared with the order of regulation (kWh) in the transaction cycle i.

Rdui: Payment made for the different power output compared with the output mobilized by the order of regulation in the transaction cycle i.

SMPi: Market power price in the transaction cycle i (dong/kWh);

CANi: Market capacity price in the transaction cycle i (dong/kWh);

α: Rate of power output paid under contract price for hydropower plants published by the Department of electricity regulation

...

In which:

: Payment made for the plant with regulating reservoir of less than 02 days (dong);

i: ith transaction cycle of the payment cycle;

I: Total transaction cycles of the payment cycle;

Rgi : Payment made for the plant with regulating reservoir of less than 02 days in the transaction cycle i (dong);

Article 79. Other payments

1. The generating unit which has generating set or receives reactive capacity in the mode of synchronous compensation running is paid for the amount of active power received from the grid as specified in the power sale and purchase contract.

2. The thermalelectric set forced to be stopped as specified at Point d, Clause 3, d 54 of this Circular is paid with the startup cost at the rate of cost agreed between the unique wholesaling unit and generating unit. The electricity system and market operating unit shall publish the sets in this case.

...

4. In case the gas turbine thermoelectric sets have the same steam tail with the single cycle operation time, operated with mixed fuel or not the main fuel on the requirement of the electricity system and market operating unit to ensure electricity system security, the payment for those transaction cycles shall not be implemented as specified in section 3, Chapter VI of this Circular. The payment for the gas turbine plant in this cycle is made at the power price in the power sale and purchase contract signed with the unique wholesaling unit in proportion to the set configure upon single cycle operation, operation with mixed fuel or not with main fuel.

5. In case the power plant has generating set separated from the national power system and connected to the grid purchased from foreign country, the entire generation output of the power plant in the transaction day shall be paid under the power sale and purchase contract price.

6. In case the set must reduce its capacity but the cause is not due to the fault of the plant which does not ensure the hourly contract output, the hourly contract output applicable to the payment in the electricity market of the plant is adjusted by the actually generated output of the plant in that transaction cycle. In case the set has to re-start up and then is paid its startup cost at the rate of cost agreed between the unique wholesaling unit and generating unit.

7. In case the plant has a testing generating set.

a) In case the testing set has technical binding and affects the generation capacity of the other sets of the plant during the testing process, the entire plant shall be separated from the electricity market in the testing running. All generation output of the plant to the grid in the testing cycles shall be paid as prescribed in the power sale and purchase contract signed with the unique wholesaling unit in proportion to the set configure and type of fuel used.

b) In case the testing set does not have technical binding and affects the generation capacity of the other sets of the plant during the testing process, that testing set shall be separated from the electricity market. All generation output of the testing set to the grid in the testing cycles shall be paid as prescribed in the power sale and purchase contract signed with the unique wholesaling unit in proportion to the set configure and type of fuel used. The other sets still participate in the electricity market and are paid as specified in section 3, Chapter VI of this Circular.

8. In case the gas turbine power plant must stop and re-start up as required by the power system during the time the set operates the single cycle with the mixed fuel or not with main fuel, the plant shall be paid with this startup cost as agreed between the generating unit and the unique wholesaling unit.

9. In case the set has a stoppage plan which has been approved but has to generate capacity as required by the electricity system and market operating unit to ensure the power system security, that entire plant shall be separated from the electricity market during the time of capacity generation as required by the electricity system and market operating unit. All generation output of the plant to the grid during this time shall be paid at the price in the power sale and purchase contract signed with the unique wholesaling unit.

Section 5. PAYMENT ORDER AND PROCEDURE

...

Before 9h00 on day D+2, the electricity system and market operating unit shall review and provide the unique wholesaling unit and generating units with the data in service of the calculation of payment to each power plant specified in Appendix VI of this Circular.

Article 81. Payment list of electricity market for transaction day

1. Before day D+4, the electricity system and market operating unit shall prepare and send the unique wholesaling unit and generating units the preliminary payment list of electricity market payment for that transaction day under the form specified in Appendix IV of this Circular.

2. Before day D+6, the generating unit of direct transaction and the unique wholesaling unit shall certify the payment list of electricity market specified on the website of electricity market and notify the electricity system and market operating unit of the mistakes in the preliminary payment list of electricity market (if any).

3. On day D+6, the electricity system and market operating unit shall prepare and send the completed list of electricity market payment for day D to the unique wholesaling unit and generating units.

Article 82. Payment list of electricity market for the payment cycle.

1. The electricity system and market operating unit shall review payment data for all transaction days in the payment cycle and check and compare with the record of power output review provided by the power metering data management unit.

2. Within 10 working days after the last transaction day of the payment cycle, the electricity system and market operating unit shall prepare and issue the payment list of power market for the payment cycle.

3. The payment list of power market for the payment cycle includes the list of payment for each transaction day and the summary under the form specified in the Appendix V of this Circular and the written certification of meter index and power output.

...

1. The generating unit of direct transaction shall prepare and send the payment voucher of electricty market to the unique wholesaling unit based on the payment list of electricity market for the payment cycle.

2. The generating unit shall prepare and send payment voucher of contract to the unique wholesaling unit as prescribed in the power sale and purchase contract signed between the unique wholesaling unit and the generating unit.

3. Before the 20th day of each month, the generating unit shall prepare and send payment voucher to the unique wholesaling unit. The payment voucher includes the payments of electricity market and contract payment in the payment cycle.

Article 84. Payment dossier for auxiliary service supply contract

The generating unit shall prepare the payment dossier of auxiliary service under the auxiliary service supply contract between the generating unit and the electricity system and market operating unit;

Article 85. Adjustment of voucher

1. In case there are errors on the voucher, the generating unit or the unique wholesaling unit has the right to request the adjustment of the voucher within 01 month from the date of issuance. The parties concerned shall coordinate to determine and agree on the adjusted payments.

2. The generating unit shall supplement the adjusted payment in the voucher of the subsequent payment cycle.

Article 86. Payment

...

2. The generating unit and the unique wholesaling unit shall make agreement on the payment method in the electricity market in accordance with the provisions in this Circular and the relevant regulations;

3. In case the payment is due but the electricity system and market operating unit has not issued the monthly payment list, the unique wholesaling unit and the generating unit shall temporarily make payment for the entire output actually generated in the payment cycle at the price of the power sale and purchase contract signed between the two parties and finalize the difference of electricity bill in the subsequent months.

Article 87. Handling errors in payment

In case of excessive or inadequate payment compared with the voucher, the units concerned shall handle these errors as prescribed in the power sale and purchase contract or auxiliary service supply contract.

Chapter VII

SOFTWARE FOR OPERATION OF ELECTRICITY MARKET

Article 88. Software for operation of electricity market

1. Software for operation of electricity market includes:

a) Market simulation model;

...

c) Mobilization scheduling software and regulation;

d) Software in service of calculation of payment;

e) Other softwares in service of market operation

2. The electricity system and market operating unit shal develop and operate softwares in service of electricity market .

Article 89. Requirements on the software for operation of electricity market

1. Ensuring the precision, reliability, security, and meeting the standards set by the electricity system and market operating unit.

2. Having attached technical guidelines and operating procedures

Article 90. Development of softwares for the operation of the electricity market

1. The softwares for market operation must be developed to support the implementation of calculation and transaction specified in this Circular and operational process of electricity market.

...

a) Building standards for the softwares for the operation of electricity market.

b) Appraising and checking the response ability of the software for standards specified at Point a of this Clause before application;

c) Publishing list and algorithms and process using software for the operation of the electricity market.

Article 91. Software auditing

1. The softwares serving the market must be audited in the following cases:

a) Before the power market is officially put into operation;

b) Before the new softwares are put into use;

c) After adjustment and upgrade affecting the calculation;

d) Periodical audit

...

3. The electricity system and market operating unit shall publish the auditing result to the electricity market participants.

Chapter VIII

ELECTRICITY MARKET INFORMATION SYSTEM AND REGULATION ON INFORMATION PUBLICATION

Section 1. ELECTRICITY MARKET INFORMATION SYSTEM

Article 92. Structure of electricity market information system

The electricity market information system includes the following basic components:

1. Software and hardware system in service of management and exchange of electricity market information.

2. System of database and storage

3. Electronic portal for electricity market, including the internal website and public website.

...

1. The electricity system and market operating unit shall build, manage and operate the electricity market information system.

2. The electricity market participants shall invest in equipment in the scope of management to meet technical requirements regulated by the electricity system and market operating unit to ensure the connection to the electricity market information system.

3. The power metering data management unit shall develop, manage and operate the transmission network connecting between the electricity market information system of the electricity system and market operating unit and equipment of the electricity market participants.

4. The electricity system and market operating unit only operates or changes the current electricity market information system after complete acceptance and is approved by the Department of electricity regulation.

The electricity system and market operating unit shall be equipped with backup equipment for the electricity market information system to ensure the collection, transmission and publication of the main market information in case the electricity market information system has problems or can not be operated.

Section 2. MANAGEMENT AND PUBLICATION OF ELECTRICITY MARKET INFORMATION

Article 94. Supply and publication of electricity market information

1. The generating unit, the unique wholesaling unit, the power transmission unit and the power metering data management unit shall provide the electricity system and market operating unit with information, data in service of operation planning mobilization schedule and calculation of payment specified in this Circular through electronic portal of electricity market information system.

2. The electricity system and market operating unit shall supply and publish information, data and reports on electricity market operation to the electricity market participants specified in this Circular through electronic portal of electricity market information system.

...

4. The electricity system and market operating unit shall publish on the public websites the following information:

a) Information about the electricity market participants;

b) Data of system subloading;

c) Statistical data on the market price;

d) Other information specified in the Process of management and operation of information technology systems of electricity market operation and publication of electricity market.

Article 95. Responsibilities for assurance of accuracy of electricity market information

1. The market participants shall ensure the accuracy and completeness of the electricity market information at the time of supply.

2. In case the information supplied and published is not correct and complete, the market participants shall correct and provide correct information again to the unit concerned.

Article 96. Security of electricity market information

...

a) Information on power sale and purchase contract;

b) Quotation price of the generating unit before the end of transaction day;

c) Other information beyond the competence

2. The electricity market participants must not disclose information beyond the scope of authorization of supply and publication.

Article 97. Cases of exemption from information security

1. Supply of information as required by the Department of electricity regulation or competent agency as prescribed by law.

2. Information summarized and analyzed from information published on electricity market, not by electricity market participants not in accordance with Article 96 of this Circular.

Article 98. Storage of electricity market information

The electricity system and market operating unit is responsible for storing all activities of information exchange through the electricity market information system. The duration for information storage is at least 05 years.

...

Article 99. Publication of information on electricity market operation

The electricity system and market operating unit shall periodically prepare and publish information on electricity market operation specified in the Process of electricity market information system operation as follows:

1. Before 15h00 daily, preparing and publishing report on electricity market operation of the previous day.

2. Before Tuesday weekly, preparing and publishing report on electricity market operation of the previous week.

3. Before the 10th date monthly, preparing and publishing report on electricity market operation of the previous month.

4. Before the January 31st date annually, preparing and publishing report on electricity market operation of the previous year.

Article 100. Regime of report on electricity market operation.

1. Before the 10th date monthly, the electricity system and market operating unit shall send the Department of electricity regulation a report on electricity system and market operation of the previous month under the form specified by Department of electricity regulation.

2. Before the October 31st date annually, the electricity system and market operating unit shall send the Department of electricity regulation a report on electricity system and market operation of the previous year under the form specified by Department of electricity regulation.

...

4. The electricity system and market operating unit shall make an irregular report on the electricity maket and system operation as required by the Department of electricity regulation.

Article 101. Data audit and compliance in electricity market

1. Periodic audit

Before March 31st date annually, the electricity system and market operating unit shall organize the implementation and completion of data audit and compliance in electricity market of the previous year. The content of annual audit includes:

a) Data audit, process of calculation of the electricity system and market operating unit in the electricity market, including:

- Data for the process of calculation in the electricity market;

- Step of calculation;

- Result of calculation.

b) Compliance audit of the electricity system and market operating unit for the order and procedures specified in this Circular.

...

The Department of electricity regulation has the right to require the electricity system and market operating unit to implement the irregular audit according to the contents and scope of audit specifically in the following cases:

a) Upon detection of abnormal signs in electricity market operation;

b) At the request of the electricity market participants. The order of implementation is as follows:

- The electricity market participants shall send written request to the Department of electricity regulation specifying the content and reason for auditing request.

- Within 30 days after receiving the written request, the Department of electricity regulation shall consider and have written approval or disapproval for the auditing request specifying the contents and scope of audit or reason for disapproval.

3. The electricity system and market operating unit shall recommend a qualified independent audit unit to implement contents of electricity market audit for submission to the Departmen of electricity regulationfor approval.

4. Electricity market participants shall fully coordinate during electricity market audit

5. Audit cost

a) To be paid by the electricity system and market operating unit in cases of audit specified in Clause 1 and Point a, Clause 2 of this Article.

...

6. Within 10 days after the end of audit, the electricity system and market operating unit shall send report on audit to the Department of electricity regulation and units concerned.

Chapter IX

SETTLEMENT OF DISPUTE AND HANDLING OF VIOLATION

Section 1. SETTLEMENT OF DISPUTE

Article 102. Order to settle disputes in electricity market.

1. Disputes arising in electricity market shall be settled by Regulation on order, procedures for settlement of dispute in electricity market.

2. Before settlement of dispute specified in Clause 1 of this Article, the parties shall negotiate to settle disputes by themselves within 60 days in one of the following forms:

a) Negotiation;

b) Reconciliation through intermediary. The parties may invite qualified experts or request the Department of Eelectricity regulation to appoint officials for reconciliation.

...

1. Making agreement on the form of settlement of dispute by themselves, the time and location for negotiation.

2. Providing complete, honest, correct and necessary information and documents related to the content of dispute.

3. Giving legitimate evidence to protect the lawful rights and interests.

4. Participating in negotiation with the spirit of goodwill and cooperation.

5. During settlement of dispute, if detecting the dispute with violation signs of regulation on electricity market, the detecting party shall notify the other party to stop the self settlement of dispute and make report to the Department of electricity regulation.

Article 104. Notification of dispute and preparation for negotiation

1. When dispute arises, the requesting party shall notify in writing to the requested party of disputes and require settlement of that dispute and send 01 (one) copy to the Department of electricity regulation for report.

2. Within 15 days after receipt of notification, the parties shall make agreement on the form of settlement of dispute, the contents to be settled, the time and location of negotiation. In case of choosing the form of reconciliation through intermediary, the parties shall agree on selection of intermediary for reconciliation. The parties have the right to change the intermediary before the expected time of reconciliation agreed.

Article 105. Organization of self settlement of dispute

...

The parties shall exchange and make agreement on the contents needing settlement.

2. Reconciliation

a) The parties shall select intermediary and agree upon the intermediary’s responsibilities.

b) The parties shall provide the intermediary with the contents of dispute, information and documents related to the dispute and requirement on settlement of each party;

c) The parties may agree upon the intermediary’s settlement; require the intermediary to modify and supplement the settlement or make agreement by themselves for a new settlement.

Article 106. Record of self settlement of dispute

1. After the end of self settlement of dispute or the expiration of self settlement of dispute, the parties shall make record of self settlement of dispute including the following contents:

a) Time and location of settlement of dispute;

b) Name and address of the parties involved in settlement of dispute;

...

d) Requesting contents of the parties;

dd) Contents agreed upon by the parties;

e) Contents not agreed upon by the parties and the reason for that.

2. Within 05 days after the record is made, the parties shall send 01 (one) copy to the Department of electricity regulation for report.

Article 107. Settlement of dispute at the Department of electricity regulation

1. The parties have the right to submit the case to the Department of electricity regulation for settlement of dispute in the following cases:

a) Upon expiration of self settlement of dispute specified in Clause 2, Article 102 of this Circular but the dispute is not successfully settled or the dispute cannot be settled due to the absence of one party in the self settlement of dispute.

b) One party does not implement the contents agreed upon in the Record of self settlement of dispute.

2. After receiving valid dossier for settlement of dispute as prescribed, the Department of electricity regulation shall settle dispute in the order and procedures prescribed in Regulation on order, procedures for settlement of dispute in electricity market.

...

Article 108. Violation detection and report

1. The acts of violation in the electricity market if detected must be reported in writing to the Department of electricity regulation.

2. Content of report on acts of violation:

a) Date, month and year of report;

b) Name, address of organization and individual that makes report;

c) Name, address of organization and individual that carries out acts with signs of violation;

d) Description of acts with signs of violation;

dd) Time, location of acts with signs of violation;

e) Reason for knowing the acts with signs of violation;

...

1. Within 05 days after the receipt of the case concerning acts with signs of violation, the Department of electricity regulation shall handle the case and must notify in writing in case of non-handling.

2. After handling of the case, the Department of electricity regulation shall investigate acts with signs of violation. During the investigation, the Department of electricity regulation has the right:

a) To require the unit with signs of violation and the units concerned to provide necessary information and documents in service of investigation.

b) To require the unit with signs of violation to make report;

c) To ask for appraisal and gather opinions from experts or agencies and units concerned.

d) To summon the unit with signs of violation and the units affected by acts of violation to gather opinions about the solution and remedy of acts of violation.

3. During investigation, the Department of electricity regulation shall maintain confifentiality of information and documents provided in accordance with the provision on information security in this Circular.

Article 110. Making record of legal violation

1. Within 30 working days from the day of investigation, the Department of electricity regulation shall end the investigation and make record of legal violation for acts of violation of regulation on electricity market operation. If the case has many complex details, the duration of investigation can be prolonged but not exceeding 45 working days from the day of investigation.

...

In case the result of investigation shows that the acts reported did not violate the regulation on electricity market operation, the Department of electricity regulation shall stop the investigation and notify the organization and individual making report.

Article 111. Forms of violation sanction

1. The violating unit must bear one of the form and degree of sanction for each act of violation in accordance with regulation on sanction of legal violation in the electricity area.

2. For the power plant having acts of violation specified in Clause 1, Article 8 of this Circualr, in addition to be sanctioned as prescribed in Clause 1 of this Article, the right to participate in electricity market shall be suspended.

Article 112. Order and procedures for suspension of the right to participate in electricity market

1. In case the power plant has acts of violation specified in Clause 1, Article 8 of this Circular, within 05 working days after the Record of legal violation is made, the Department of electricity regulation shall consider and make a decision on suspension of the right to participate in electricity market of the power plant which has acts of violation and and send it to the vioating plant and the electricity system and market operating unit.

2. Within 01 day after the receipt of Decision on suspension of the right to participate in electricity market, the electricity system and market operating unit shall publish the suspension for the violating plant.

3. Upon expiration as specified in Clause 2, Article 111 of this Circular, if the plant has not remedied its violation, the Department of electricity regulation shall has the right to extend the suspension.

Chapter X

...

Article 113. Implementation organization

1. Department of electricity regulation shall:

a) Disseminating, inspecting and monitoring the implementation of this Circular;

b) Make guidance or request the Ministerial leadership to guide the implementation arising or problems in the implementation of this Circular.

2. Vietnam Electricty Group shall direct the electricity system and market operating unit and the units concerned:

a) To review and adjust the technical processes for submission to the Department of electricity regulation for promulgation within 01 month from the effective day of this Circular, including:

- Process of week, month and year-ahead operation plan;

- Process of selection of the best new plant and calculation of market capacity price;

- Process of electricity market simulation;

...

- Process of classification of set and calculation of ceiling price of quotation of the thermal power plant;

- Process of schedule mobilizing the generating sets, the real time operation and calculation of payment in the electricity market.

- Process of management and operation of information technology systems of electricity market operation and publication of electricity market.

b) To develop technical processes for submission to the Department of electricity regulation for issuance within 02 months from the effective day of this Circular, including:

- Process of comparison of payment data between the electricity system and market operating unit, the generating units and the unique wholesaling unit.

- Process of calculation of the limited water level of hydroelectric reservoir and the security power of hydropower plant;

- Process of electricity market participation registration;

- Process of optimizing the use of gas fuel resource in service of day-ahead mobilization schedule.

- Process of coordination to certify events in service of payment in the electricity market.

...

3. The unit participating in electricity market shall complete equipment and information in accordance with the electricity market information system specified in this Circular.

4. The unit participating in electricity market shall sign power sale and purchase contract under the form issued by the Ministry of Industry and Trade for the electricity market.

5. In the course of implementation of this Circular, if there is any problem, new content arising, the units concerned shall make a report to the Department of electricity regulation for study, proposal and submission to the Ministry of Industry and Trade for amendment and supplementation of this Circular accordingly. The units concerned shall implement the guidelines specified at Point b, Clause 1 of this Article to the point of time of issuance of the Circular amended and supplemented

Article 114. Effect

1. This Circular takes effect on March 25, 2013 and supersedes Circular No. 18/2010/TT-BCT dated May 10, 2010 of the Minister of Industry and Trade stipulating the operation of competitive generation market and Circular 45/2011/TT-BCT dated December 30, 2011, amending and supplementing a number of Article of Circular No. 18/2010/TT-BCT 10 dated May 10, 2010 of the Minister of Industry and Trade stipulating the operation of competitive generation market and the guiding and directing documents issued by the Ministry of Industry and Trade to implement Circular 18/2010/TT-BCT May 10, 2010 of the Minister of Industry and Trade stipulating the operation of competitive generation markets and Circular 45/2011/TT-BCT dated December 30, 2011, amending and supplementing a number of Article of Circular No. 18/2010/TT-BCT dated May 10, 2010 of the Minister of Industry and Trade stipulating the operation of competitive generation market

2. Director of Department electricity regulation, Chief of Ministerial office, Ministerial Chief Inspector, Directors of Departments, Director of the General Department of Energy, heads of units concerned of the Ministry of Industry and Trade and organizations and individuals are liable to execute this Circular

...

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

This translation is translated by LawSoft, for reference only. LawSoft is protected by copyright under clause 2, article 14 of the Law on Intellectual Property. LawSoft always welcome your comments.

;

Thông tư 03/2013/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành

Số hiệu:	03/2013/TT-BCT
Loại văn bản:	Thông tư
Nơi ban hành:	Bộ Công thương
Người ký:	Lê Dương Quang
Ngày ban hành:	08/02/2013
Ngày hiệu lực:	Đã biết
Tình trạng:	Đã biết

Văn bản được hướng dẫn - [0]

Văn bản được hợp nhất - [0]

Văn bản bị sửa đổi bổ sung - [0]

Văn bản bị đính chính - [0]

Văn bản bị thay thế - [2]

Văn bản được dẫn chiếu - [0]

Văn bản được căn cứ - [3]

Văn bản liên quan ngôn ngữ - [1]

Văn bản đang xem

Thông tư 03/2013/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành

Văn bản liên quan cùng nội dung - [9]

Văn bản hướng dẫn - [6]

Văn bản hợp nhất - [0]

Văn bản sửa đổi bổ sung - [0]

Văn bản đính chính - [0]

Văn bản thay thế - [8]

- 14 +

Tải Văn bản tiếng Việt
Tải bản PDF
Tải Văn bản tiếng Anh
Tải Văn bản gốc

Chưa có Video

Hãy đăng nhập hoặc đăng ký Tài khoản để biết được tình trạng hiệu lực, tình trạng đã bị sửa đổi, bổ sung, thay thế, đính chính hay đã được hướng dẫn chưa của văn bản và thêm nhiều tiện ích khác