Thông tư 30/2014/TT-BCT quy định về vận hành thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành

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: 30/2014/TT-BCT	Hà Nội, ngày 02 tháng 10 năm 2014

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; Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực ngày 20 tháng 11 năm 2012;

Căn cứ Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg ngày 08 tháng 11 năm 2013 của Thủ tướng Chính phủ quy định về lộ trình, các điều kiện và cơ cấu ngành điện để 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 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 trực tiếp tham gia thị trường điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập cho mỗi ngày giao dịch và cho mỗi chu kỳ thanh toán.

4. Can thiệp vào thị trường điện là hành động thay đổi chế độ vận hành bình thường của thị trường điện mà Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải áp dụng để xử lý các tình huống quy định tại Khoản 1 Điều 59 Thông tư này.

5. Chu kỳ giao dịch là khoảng thời gian 01 giờ tính từ phút đầu tiên của mỗi giờ.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

43. Mức nước giới hạn là mức nước thượng lưu thấp nhất của hồ chứa thủy điện cuối mỗi tháng trong năm hoặc cuối mỗi tuần trong tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố theo Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

44. Mức nước tối ưu là mức nước thượng lưu của hồ chứa thủy điện vào thời điểm cuối mỗi tháng hoặc cuối mỗi tuần, đảm bảo việc sử dụng nước cho mục đích phát điện đạt hiệu quả cao nhất và đáp ứng các yêu cầu ràng buộc, do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố.

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

46. Ngày D là ngày giao dịch hiện tại.

47. Ngày giao dịch là ngày diễn ra các hoạt động giao dịch thị trường điện, tính từ 00h00 đến 24h00 hàng ngày.

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

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

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

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

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

53. Phụ tải hệ thống là tổng sản lượng điện năng của toàn hệ thống điện tính quy đổi về đầu cực các tổ máy phát điện và sản lượng điện năng nhập khẩu trong một chu kỳ giao dịch trừ đi sản lượng của các nhà máy phát điện có tổng công suất đặt nhỏ hơn hoặc bằng 30 MW không tham gia thị trường điện và sản lượng của các nhà máy thủy điện bậc thang trên cùng một dòng sông thuộc một đơn vị phát điện có tổng công suất đặt nhỏ hơn hoặc bằng 60 MW (đáp ứng tiêu chuẩn áp dụng biểu giá chi phí tránh được).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

63. Tháng M là tháng hiện tại vận hành thị trường điện, được tính theo tháng dương lịch.

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

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

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

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

68. Thứ tự huy động là kết quả sắp xếp các dải công suất trong bản chào theo nguyên tắc về giá từ thấp đến cao có xét đến các ràng buộc của hệ thống điện.

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

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

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

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

73. Tuần T là tuần hiện tại vận hành thị trường điện.

74. Vị trí đo đếm là vị trí đặt hệ thống đo đếm điện năng để xác định sản lượng điện năng giao nhận phục vụ thanh toán thị trường điện giữa Đơn vị phát điện và đơn vị mua buôn điện duy nhất theo quy định tại Thông tư số 27/2009/TT-BCT ngày 27 tháng 9 năm 2009 quy định đo đếm điện năng trong thị trường phát điện cạnh tranh và theo hợp đồng mua bán điện giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn duy nhất.

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 3 Điều này, có trách nhiệm tham gia thị trường điện chậm nhất là 06 tháng đối với nhà máy thủy điện và 12 tháng đối với nhà máy nhiệt điện kể từ ngày vận hành thương mại của nhà máy điện.

2. Nhà máy điện có công suất đặt đến 30 MW, đấu nối lưới điện cấp điện áp từ 110 kV trở lên, trừ các nhà máy điện quy định tại Khoản 3 Điều này, được quyền lựa chọn tham gia thị trường điện. Trường hợp lựa chọn tham gia thị trường điện, nhà máy điện phải đáp ứng các yêu cầu sau:

a) Chuẩn bị cơ sở hạ tầng theo quy định tại Khoản 5 Điều này;

b) Hoàn thiện và nộp hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện theo quy định tại Khoản 2 và Khoản 3 Điều 5 và Khoản 1 Điều 6 Thông tư này;

c) Tuân thủ các yêu cầu đối với đơn vị phát điện tham gia thị trường điện theo quy định tại Thông tư này và các văn bản quy phạm pháp luật có liên quan.

3. 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.

4. Trước ngày 01 tháng 11 năm N-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và báo cáo Cục Điều tiết điện lực danh sách các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch, các đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch và các đơn vị phát điện không tham gia thị trường điện theo quy định tại Khoản 3 Điều này trong năm N để công bố cho các thành viên tham gia thị trường điện.

5. 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 trường điện, hệ thống SCADA/EMS và hệ thống đo đếm điện năng đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện.

6. Trường hợp nhà máy điện đáp ứng đủ điều kiện nhưng chưa tham gia thị trường điện theo quy định tại Khoản 1 Điều này:

a) Trước ngày 25 hàng tháng, nhà máy điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực đồng thời gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị mua buôn duy nhất tiến độ đầu tư, hoàn thành các hạng mục đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện;

b) 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;

c) Nhà máy điện 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) 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 5. Hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện

1. Trước 02 (hai) tháng kể từ thời điểm chậm nhất phải tham gia thị trường điện theo quy định tại Khoản 1 Điều 4 Thông tư này, Đơn vị phát điện có trách nhiệm hoàn thiện hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện đối với 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 các hệ thống theo quy định tại Khoản 5 Điều 4 Thông tư này;

d) Các thông tin cần thiết khác theo quy định tại Quy trình đăng ký tham gia thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

3. Số lượng hồ sơ: 02 (hai) bộ.

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

1. Đơn vị phát điện có trách nhiệm nộp hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện đối với từng nhà máy điện về Cục Điều tiết điện lực trực tiếp hoặc qua đường bưu điện.

2. Cục Điều tiết điện lực tiếp nhận hồ sơ, kiểm tra tính đầy đủ và hướng dẫn bổ sung hoàn thiện hồ sơ (trong trường hợp hồ sơ nộp trực tiếp) hoặc trong thời hạn 02 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ (trong trường hợp tiếp nhận hồ sơ qua đường bưu điện).

3. Trong thời hạn 02 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ đầy đủ, Cục Điều tiết điện lực gửi 01 bộ hồ sơ cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

4. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm trả lời Cục Điều tiết điện lực bằng văn bản về việc xác nhận khả năng và thời điểm tham gia thị trường điện của nhà máy điện.

5. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức đánh giá hồ sơ:

a) Trường hợp hồ sơ hợp lệ, Cục Điều tiết điện lực ban hành quyết định phê duyệt tham gia thị trường điện, gửi trực tiếp hoặc qua đường bưu điện tới Đơn vị phát điện và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

b) Trường hợp hồ sơ không hợp lệ:

- Cục Điều tiết điện lực gửi Đơn vị phát điện văn bản nêu rõ lý do hồ sơ không hợp lệ và yêu cầu Đơn vị phát điện giải trình, hoàn thiện hồ sơ;

- Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ khi Đơn vị phát điện nhận được văn bản yêu cầu, Đơn vị phát điện gửi Cục Điều tiết điện lực văn bản giải trình và hồ sơ hoàn thiện;

- Trong thời hạn 03 ngày làm việc kể từ khi nhận được văn bản giải trình và hồ sơ hoàn thiện của Đơn vị phát điện, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức đánh giá hồ sơ theo quy định tại Khoản này.

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 trường hợp sau:

a) Không thực hiện đầy đủ các quy định tại Khoản 5 Điều 4 Thông tư này;

b) Có một trong các hành vi vi phạm 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;

- Không cung cấp thông tin hoặc cung cấp thông tin không chính xác cho việc giải quyết tranh chấp và xử lý vi phạm trên thị trường phát điện cạnh tranh theo quy định của pháp luật;

- Thỏa thuận trực tiếp hoặc gián tiếp với các đơn vị khác trong việc hạn chế hoặc kiểm soát công suất chào bán trên thị trường nhằm tăng giá điện năng thị trường giao ngay và làm ảnh hưởng đến an ninh cung cấp điện;

- Thỏa thuận với các Đơn vị phát điện khác trong việc chào giá để được lập lịch huy động;

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

- Các hành vi vi phạm khác gây hậu quả nghiêm trọng về đảm bảo an ninh cung cấp 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 113 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) 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 hoàn toàn;

- 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 trong thời hạn 01 năm.

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 xác minh và xử lý vi phạm theo quy định tại Thông tư này.

Chương III

CÁC NGUYÊN TẮC VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 10. Giới hạn giá chào

1. Giá chào của các tổ máy phát điện trên thị trường điện được giới hạn từ giá sàn bản chào đến giá trần bản chào.

2. Mức giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện được xác định hàng năm, điều chỉnh hàng tháng và được tính toán căn cứ trên các yếu tố sau:

a) Suất hao nhiệt của tổ máy phát điện;

b) Hệ số suy giảm hiệu suất theo thời gian vận hành của tổ máy phát điện;

c) Giá nhiên liệu;

d) Hệ số chi phí phụ;

đ) Giá biến đổi theo hợp đồng mua bán điện.

3. Giá sàn của tổ máy nhiệt điện là 01 đồng/kWh.

4. Giới hạn giá chào của các tổ máy thủy điện được quy định tại Điều 40 Thông tư này.

Điều 11. Giá trị nước

1. Giá trị nước được sử dụng cho việc lập kế hoạch vận hành năm tới, tháng tới, tuần tới và là dữ liệu đầu vào để xác định giới hạn giá chào của tổ máy thủy điện trong thị trường điện.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố giá trị nước theo lịch vận hành thị trường điện được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.

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 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.

2. 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.

3. Việc xác định giá điện năng thị trường được quy định tại Điều 67 và Điều 69 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 căn cứ 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 Khoản 2 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 căn cứ 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 37 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 tùy theo từng loại hình công nghệ theo nguyên tắc sau:

a) Đảm bảo hài hòa các mục tiêu:

- Khuyến khích cạnh tranh hiệu quả trong thị trường điện;

- 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.

Chương IV

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 thị trường điện năm tới, bao gồm các nội dung sau:

a) Lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất;

b) Tính toán giá công suất thị trường;

c) Tính toán giá trị nước và mức nước tối ưu của các hồ chứa thủy điện;

d) Tính toán giới hạn giá bản chào của tổ máy nhiệt điện;

đ) Xác định các phương án giá trần thị trường;

e) Chủ trì, phối hợp với Đơn vị mua buôn duy nhất tính toán sản lượng kế hoạch, sản lượng hợp đồng năm và phân bổ sản lượng hợp đồng năm vào các tháng trong năm của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch .

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để tính toán các nội dung quy định tại các Điểm a, b, c, d và đ Khoản 1 Điều này. Thông số đầu vào sử dụng trong mô phỏng thị trường của các tổ máy nhiệt điện là chi phí biến đổi của tổ máy được xác định tại Khoản 3 Điều này, các đặc tính thuỷ văn và đặc tính kỹ thuật của nhà máy thuỷ điện.

3. Chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện được xác định như sau:

a) Trường hợp xác định được giá trị suất hao nhiệt, chi phí biến đổi của tổ máy xác định như sau:

Trong đó:

VC: Chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện (đồng/kWh);

f: Hệ số chi phí phụ, được tính bằng tỷ lệ của tổng các chi phí khởi động, chi phí nhiên liệu - vật liệu phụ và chi phí vận hành bảo dưỡng biến đổi cho phát điện so với chi phí nhiên liệu chính; 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 và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện căn cứ trên số liệu trong hợp đồng mua bán điện hoặc hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện. Trường hợp hệ số chi phí phụ của tổ máy nhiệt điện không có trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện thì hệ số chi phí phụ của tổ máy nhiệt điện đó được xác định theo Quy định phương pháp xây dựng giá phát điện; trình tự, thủ tục kiểm tra hợp đồng mua bán điện do Bộ Công Thương ban hành.

b) Trường hợp không có số liệu suất hao nhiệt trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện và không có nhà máy điện chuẩn cùng nhóm phù hợp, chi phí biến đổi của tổ máy được xác định bằng giá biến đổi trong hợp đồng có cập nhật các yếu tố ảnh hưởng đến giá biến đổi của năm N theo phương pháp được thỏa thuận trong hợp đồng.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm trình Tập đoàn điện lực Việt Nam thẩm định và trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt kế hoạch vận hành năm tới theo lịch vận hành thị trường điện được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này. Hồ sơ trình bao gồm kết quả tính toán, các số liệu đầu vào và thuyết minh tính toán.

5. Trong trường hợp giá than và giá khí cho phát điện có sự biến động lớn so với thời điểm phê duyệt kế hoạch vận hành năm tới, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét, yêu cầu Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cập nhật số liệu và tính toán lại kế hoạch vận hành các tháng còn lại trong năm trình Tập đoàn điện lực Việt Nam thẩm định và trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt.

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;

d) Nhóm nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần;

đ) Nhóm nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày.

2. Hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật danh sách nhóm nhà máy thuỷ điện quy định tại Khoản 1 Điều này.

3. Căn cứ đề xuất của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm lập danh sách các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu để Bộ Công Thương trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.

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 do Bộ Công Thương ban hành. Các số liệu dự báo phụ tải phục vụ lập kế hoạch vận hành năm tới bao gồm:

1. Tổng nhu cầu phụ tải hệ thống điện quốc gia và phụ tải từng miền Bắc, Trung, Nam cho cả năm và từng tháng trong năm.

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

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

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 do Bộ Công Thương ban hành.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lựa chọn nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ. Nhà máy điện được lựa chọn có trách nhiệm cung cấp dịch vụ phụ trợ và được thanh toán theo quy định của Bộ Công Thương.

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 do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

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

3. Căn cứ hệ số tải trung bình năm từ kết quả mô phỏng, các tổ máy được phân loại thành 03 (ba) nhóm sau:

a) Nhóm tổ máy chạy nền bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình năm lớn hơn hoặc bằng 60%;

b) Nhóm tổ máy chạy lưng bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình năm lớn hơn 25% và nhỏ hơn 60%;

c) Nhóm tổ máy chạy đỉnh bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình năm nhỏ hơn hoặc bằng 25%.

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 lịch vận hành thị trường điện được quy định tại Phụ lục 1 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 Điểm a, Điểm b và Điểm c Khoản 1 Điều này theo công thức sau:

: Chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh trong năm N của nhà máy điện (đồng/kWh);

: Giá cố định cho năm N theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác của nhà máy điện (đồng/kWh);

: Giá biến đổi cho năm N theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác của nhà máy điện (đồng/kWh);

: Sản lượng điện năng thỏa thuận để tính giá hợp đồng cho năm N của nhà máy điện (kWh);

: Sản lượng điện năng dự kiến trong năm N của nhà máy điện xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh).

5. Danh sách các nhà máy điện mới tốt nhất được sắp xếp theo thứ tự chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh từ thấp đến cao. Nhà máy điện mới tốt nhất lựa chọn cho năm N là nhà máy điện có chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh thấp nhất theo kết quả tính toán tại Khoản 4 Điều này.

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 00h00 đến 04h00 và từ 22h00 đến 24h00.

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

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 tại vị trí đo đếm của Nhà máy điện mới tốt nhất tại chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh).

b) Xác định tổng chi phí phát điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất theo công thức sau:

Trong đó:

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 24 Thông tư này (đồng/kWh);

: Sản lượng dự kiến tại vị trí đo đếm của Nhà máy điện mới tốt nhất tại chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh);

i: Chu kỳ giao dịch i trong năm N;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong năm N.

c) Chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy điện mới tốt nhất được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

AS: Chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);

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 được quy đổi về vị trí đo đếm (kW).

b) Xác định giá công suất thị trường cho từng chu kỳ giao dịch trong năm tới theo công thức sau:

Trong đó:

I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong tháng t, trừ các giờ thấp điểm đêm;

i: Chu kỳ giao dịch i trong tháng t, trừ các giờ thấp điểm đêm;

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

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 tổng sản lượng hợp đồng năm

Tổng sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện được xác định theo các bước sau:

1. Lập kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới theo phương pháp lập lịch có ràng buộc. Thông số đầu vào sử dụng trong lập kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới là giá toàn phần của các nhà máy nhiệt điện, các đặc tính thuỷ văn và thông số kỹ thuật của nhà máy điện.

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

nếu

Trong đó:

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

: Sản lượng dự kiến năm N của nhà máy điện xác định từ kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới được quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);

GO: Sản lượng điện năng phát bình quân nhiều năm của nhà máy điện được quy định trong hợp đồng mua bán điện (kWh);

a, b: Hệ số hiệu chỉnh sản lượng năm được xác định theo Quy định về phương pháp xây dựng giá phát điện; trình tự, thủ tục kiểm tra hợp đồng mua bán điện do Bộ Công Thương ban hành.

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

Trong đó:

Q_c: Tổng sản lượng hợp đồng năm N (kWh);

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

: Tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng áp dụng cho năm N (%). Tỷ lệ sản lượng này được quy định tại Khoản 5 Điều 15 Thông tư này.

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 thị trường điện năm tới, bao gồm các bước sau:

1. Sử dụng mô hình mô phỏng thị trường được quy định tại Khoản 2 Điều 17 Thông tư này theo phương pháp lập lịch có ràng buộc để xác định sản lượng dự kiến từng tháng của nhà máy điện.

2. Xác định sản lượng hợp đồng tháng theo công thức sau:

Trong đó:

: Sản lượng hợp đồng tháng t của nhà máy điện (kWh);

Q_c: Tổng sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện (kWh);

: Sản lượng dự kiến trong tháng t của nhà máy điện xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh).

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 năm, tháng cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch để kiểm tra trước ngày 15 tháng 11 hàng năm.

2. Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm:

a) Cung cấp các số liệu cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng;

b) Kiểm tra và phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để xử lý các sai lệch trong kết quả tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng trước ngày 25 tháng 11 hàng năm;

c) Bổ sung phụ lục và các sửa đổi phụ lục hợp đồng về sản lượng hợp đồng năm, tháng vào hợp đồng mua bán điện dạng sai khác theo kết quả tính toán.

3. Các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm:

a) Cung cấp các số liệu cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị mua buôn duy nhất để tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng;

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. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thu thập các thông tin về chi phí của các nhà máy điện BOT, các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu và các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam để tính toán giá phát điện bình quân hàng năm theo quy định tại Khoản 2 Điều này.

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

Trong đó:

i: Chu kỳ giao dịch i trong năm N;

I: Tổng chu kỳ giao dịch trong năm N;

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

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

: Giá điện năng thị trường dự kiến của chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường điện không ràng buộc (đồng/kWh);

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

Điều 31. Công bố kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới

1. Sau khi kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới được phê duyệt theo quy định tại Điều 17 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có tránh nhiệm công bố trên trang thông tin điện tử thị trường điện các thông tin về các số liệu đầu vào và các kết quả lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới cho các thành viên thị trường điện.

2. Các thông tin về kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới được công bố bao gồm:

a) Các kết quả tính toán kế hoạch vận hành năm tới, bao gồm:

- Giá điện năng thị trường dự kiến;

- Kết quả lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất;

- Giá công suất thị trường hàng giờ;

- Mức trần của giá điện năng thị trường;

- Phân loại tổ máy nhiệt điện;

- Sản lượng hợp đồng năm và sản lượng hợp đồng phân bổ vào các tháng của các nhà máy điện.

b) Các thông số đầu vào phục vụ tính toán lập kế hoạch vận hành thị trường năm, bao gồm:

- Phụ tải dự báo từng miền Bắc, Trung, Nam và cho toàn hệ thống điện quốc gia;

- Các số liệu thủy văn của các hồ chứa thủy điện được dùng để tính toán mô phỏng thị trường điện;

- Tiến độ đưa các nhà máy điện mới vào vận hành;

- Các thông số kỹ thuật về lưới điện truyền tải;

- Biểu đồ xuất, nhập khẩu điện dự kiến;

- Lịch bảo dưỡng, sửa chữa năm của các nhà máy điện, lưới điện truyền tải và nguồn cấp khí lớn.

3. Các thông tin về kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới chỉ công bố cho đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch sở hữu nhà máy điện có liên quan trực tiếp đến các thông tin này, bao gồm:

a) Sản lượng phát điện dự kiến trong mô phỏng thị trường điện của nhà máy điện;

b) Giá trị nước của nhà máy thủy điện;

c) Số liệu về giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện được dùng trong tính toán mô phỏng.

Mục 2: KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THÁNG TỚI

Điều 32. 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 do Bộ Công Thương ban hành. Các số liệu dự báo phụ tải phục vụ lập kế hoạch vận hành tháng tới bao gồm:

1. Tổng nhu cầu phụ tải hệ thống điện quốc gia và phụ tải từng miền Bắc, Trung, Nam cho cả tháng và từng tuần trong tháng.

2. Biểu đồ phụ tải các ngày điển hình các miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống điện quốc gia cho các tuần trong tháng.

Điều 33. 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 tối ưu từng tuần trong tháng của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần.

Điều 34. 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 do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

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

3. Căn cứ hệ số tải trung bình tháng từ kết quả mô phỏng, các tổ máy được phân loại thành 03 (ba) nhóm sau:

a) Nhóm tổ máy chạy nền bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng lớn hơn hoặc bằng 70%;

b) Nhóm tổ máy chạy lưng bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng lớn hơn 25% và nhỏ hơn 70%;

c) Nhóm tổ máy chạy đỉnh bao gồm các tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng nhỏ hơn hoặc bằng 25%.

Điều 35. 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 được xác định theo Khoản 1 Điều 22 Thông tư này.

Giá nhiên liệu tháng tới là giá nhiên liệu được cơ quan có thẩm quyền công bố và áp dụng cho tháng tới. Trong trường hợp không có số liệu về giá nhiên liệu được cơ quan có thẩm quyền công bố, giá nhiên liệu tháng tới là giá nhiên liệu theo hồ sơ thanh toán của tháng gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch tháng tới. Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm cập nhật các thông tin về giá nhiên liệu của các nhà máy nhiệt điện trong tháng tới và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đồng thời thông báo cho các Đơn vị phát điện;

b) Giá biến đổi của các nhà máy nhiệt điện trong trường hợp giá trần bản chào được xác định theo Khoản 2 Điều 22 Thông tư này.

Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm cập nhật các thay đổi về giá biến đổi của các nhà máy nhiệt điện và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

c) Kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện cho tháng tới theo quy định tại Điều 34 Thông tư này.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng tới theo lịch vận hành thị trường điện được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.

Điều 36. 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 không dịch chuyển sản lượng Qc tương ứng với thời gian sửa chữa của tháng này vào năm tiếp theo.

2. Trường hợp tình hình thủy văn thực tế của nhà máy thủy điện quá khác biệt so với dự báo thuỷ văn áp dụng trong tính toán lập kế hoạch vận hành năm, các nhà máy thuỷ điện có trách nhiệm phối hợp xác nhận với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị mua buôn duy nhất và báo cáo Cục Điều tiết điện lực để xem xét điều chỉnh cho tháng tiếp theo.

Điều 37. 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 theo quy định tại Khoản 2 Điều 17 Thông tư này để xác định sản lượng dự kiến từng giờ trong tháng của nhà máy điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc.

2. Xác định sản lượng hợp đồng giờ theo công thức sau:

Trong đó:

i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong tháng;

I: Tổng số chu kỳ trong tháng;

: Sản lượng hợp đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: Sản lượng dự kiến phát của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh);

: Sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện được xác định theo Điều 28 Thông tư này (kWh).

3. Trường hợp sản lượng hợp đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn sản lượng phát lớn nhất của nhà máy điện thì sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó được điều chỉnh bằng sản lượng phát lớn nhất của nhà máy điện.

4. Trường hợp sản lượng hợp đồng của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn 0 MW và nhỏ hơn công suất phát ổn định thấp nhất (Pmin) của nhà máy điện thì sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó được điều chỉnh bằng công suất phát ổn định thấp nhất của nhà máy điện. Công suất phát ổn định thấp nhất (Pmin) của nhà máy điện được xác định bằng công suất phát ổn định thấp nhất của 01 (một) tổ máy của nhà máy điện được lập lịch huy động trong mô hình mô phỏng thị trường điện của chu kỳ đó.

Trường hợp sản lượng hợp đồng của các nhà máy thủy điện nhỏ hơn công suất phát ổn định thấp nhất thì có thể điều chỉnh bằng 0 MW hoặc bằng công suất phát ổn định thấp nhất.

5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân bổ tổng sản lượng chênh lệch do việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ theo quy định tại Khoản 3 và 4 Điều này vào các giờ khác trong tháng trên nguyên tắc đảm bảo sản lượng hợp đồng tháng là không đổi và tuân thủ theo quy định tại Quy trình lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần tới do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

6. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi kết quả tính toán sản lượng hợp đồng giờ trong tháng cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch theo lịch vận hành thị trường điện quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.

7. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận sản lượng hợp đồng tháng được điều chỉnh theo Điều 36 Thông tư này và sản lượng hợp đồng giờ theo kết quả tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

Mục 3: KẾ HOẠCH VẬN HÀNH TUẦN TỚI

Điều 38. Giá trị nước tuần tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật số liệu phụ tải dự báo, thuỷ văn và các số liệu có liên quan để tính toán giá trị nước tuần tới.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật thông tin, tính toán lại giá trị nước cho tuần tới và công bố các kết quả sau:

a) Giá trị nước và sản lượng dự kiến hàng giờ của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;

b) Giá trị nước của các nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang, các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần;

c) Sản lượng dự kiến hàng giờ của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày;

d) Mức nước giới hạn tuần của các hồ chứa thủy điện có khả năng điều tiết trên 01 tuần theo quy định tại Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 39. 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 do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi sản lượng hợp đồng tuần của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện có trách nhiệm ký xác nhận sản lượng hợp đồng hàng tuần của nhà máy làm cơ sở để thanh toán tiền điện.

Điều 40. 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 38 Thông tư này, cụ thể như sau:

a) Giá sàn bản chào bằng 0 đồng/kWh;

b) Giá trần bản chào bằng giá trị lớn nhất của:

- Giá trị nước của nhà máy đó;

- Giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện trong kế hoạch vận hành tháng;

c) Hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tháng tới cho các nhà máy thuỷ điện cùng thời gian biểu công bố giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng tới.

2. Giới hạn giá chào của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần được xác định như sau:

a) Giá sàn bản chào bằng 0 đồng/kWh;

b) Giá trần bản chào bằng giá trị lớn nhất của:

- Giá trị nước cao nhất của các nhà máy thuỷ điện tham gia thị trường;

- Giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện trong kế hoạch vận hành tháng;

c) Hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá trị nước cao nhất của các nhà máy thuỷ điện tham gia thị trường tuần tới cho các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần.

3. Trường hợp hồ chứa của nhà máy thuỷ điện vi phạm mức nước giới hạn tuần thì giá trần bản chào của nhà máy thủy điện này áp dụng cho tuần tiếp theo bằng chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện chạy dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện. Khi đã đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần, nhà máy tiếp tục áp dụng mức giá trần theo quy định tại Khoản 1 hoặc Khoản 2 điều này kể từ ngày thứ Ba. Hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện.

4. Trường hợp nhà máy thuỷ điện đặt tại miền có dự phòng điện năng thấp hơn 5% được công bố theo Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành thì giá trần bản chào của các nhà máy thủy điện trong miền này của tuần đánh giá bằng chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện. Khi dự phòng điện năng của miền bằng hoặc cao hơn 5% các nhà máy trong miền này tiếp tục áp dụng mức giá trần theo quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này.

5. Các nhà máy thủy điện tham gia thị trường điện có trách nhiệm chào giá đáp ứng các yêu cầu sau:

a) Tuân thủ các quy định về giá trần bản chào và giá sàn bản chào tại các Khoản 1, Khoản 2, Khoản 3 và Khoản 4 Điều này;

b) Các yêu cầu về ràng buộc nhu cầu sử dụng nước phía hạ du và các ràng buộc về thủy văn khác.

Chương V

VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Mục 1: VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN NGÀY TỚI

Điều 41. 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 điện quốc gia và từng miền Bắc, Trung, Nam.

2. Sản lượng dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu, nhà máy điện BOT, các nhà máy điện không trực tiếp chào giá trên thị trường điện.

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 do Bộ Công Thương ban hành.

6. Sản lượng dự kiến của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.

7. Sản lượng dự kiến của các nhà máy thuỷ điện vi phạm mức nước giới hạn tuần do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán lập lịch huy động trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.

Điều 42. Bản chào giá

1. Bản chào giá được quy định tại Phụ lục 3 Thông tư này và phải tuân thủ các nguyên tắc sau:

a) 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;

b) Công suất trong bản chào giá là công suất tại đầu cực máy phát điện;

c) 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;

d) Có các thông tin về thông số kỹ thuật của tổ máy, bao gồm:

- Công suất công bố của tổ máy cho ngày D;

- Công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy;

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

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

đ) 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 thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành trừ trường hợp dừng máy sửa chữa đột xuất (việc dừng máy sửa chữa đột xuất này phải được phê duyệt) hoặc sự cố kỹ thuật bất khả kháng. Nhà máy có trách nhiệm cập nhập công suất công bố khi giảm công suất khả dụng;

e) 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;

g) Các nhà máy thủy điện có thể chào các dải công suất đầu tiên trong từng giờ bằng 0 (không) MW. Đối với những nhà máy thủy điện có khả năng điều tiết trên 02 ngày thì dải công suất chào cuối cùng phải bằng công suất công bố;

h) Đơn vị của giá chào là đồng/kWh, với số thập phân nhỏ nhất là 0,1;

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

2. 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 45 phút trước chu kỳ giao dịch có thay đổi bản chào giá;

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

c) Bản chào giá sửa đổi không được thay đổi công suất ở các mức công suất nhỏ hơn hoặc bằng công suất công bố cho giờ tới trừ trường hợp vi phạm yêu cầu kỹ thuật của bản chào;

d) Bản chào giá sửa đổi tăng công suất chỉ được sử dụng làm bản chào lập lịch giờ tới trong trường hợp có cảnh báo thiếu công suất;

đ) 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.

Điều 43. 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 40 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 công bố biểu đồ huy động cho các nhà máy thuộc nhóm này căn cứ theo kết quả tính toán 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 38 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 54 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 44. 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 40 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 đồng/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 45. 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 46. Kiểm tra tính hợp lệ của bản chào giá

1. Trước 11h00 ngày D-1, 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 42 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 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 47. 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 42 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 trần bản chào tương ứng của nhà máy thủy điện được quy định tại Điều 40 Thông tư này.

Điều 48. 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 điện quốc gia và từng miền Bắc, Trung, Nam.

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

3. Sản lượng dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới của các nhà máy điện quy định tại Khoản 2 Điều 41, Khoản 7 Điều 43 và Điểm b Khoản 2 Điều 44 Thông tư này.

4. Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu quy định tại Điều 62 và Điều 63 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. 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 do Bộ Công Thương ban hành.

11. 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 điện và các đơn vị phát điện cung cấp.

Điều 49. 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 giảm công suất dần về công suất phát ổn định thấp nhất hoặc ngừng và thay đổi lại thời gian khởi động lại các tổ máy trong trường hợp thừa công suất theo nguyên tắc sau:

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

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

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

d) 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;

đ) 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 50. 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 51. 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 trước chu kỳ giao dịch để phục vụ vận hành và tính toán thanh toán.

Điều 52. Xử lý trong trường hợp có cảnh báo thiếu công suất

1. 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 54 Thông tư này.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng bản chào tăng công suất làm bản chào giá lập lịch để lập lịch huy động giờ tới và tính giá thị trường điện.

Mục 2: VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIỜ TỚI

Điều 53. 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 điện quốc gia 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 do sự cố hoặc giảm công suất do sự cố kỹ thuật bất khả kháng, bản chào giờ của các tổ máy công bố tăng công suất trong trường hợp hệ thống điện thiếu nguồn, các đơn vị được phép cập nhật bản chào giờ tối thiểu 45 phút trước chu kỳ giao dịch.

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.

9. Công suất công bố theo lịch huy động ngày tới của các nhà máy điện không chào giá trực tiếp trên thị trường điện.

10. Sản lượng điện nhập khẩu.

Điều 54. 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 41 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 55. 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 56. 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 chu kỳ giao dịch, bao gồm các nội dung sau:

1. Phụ tải dự báo giờ tới của toàn hệ thống điện quốc gia 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 55 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 54 Thông tư này.

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

Mục 3: VẬN HÀNH THỜI GIAN THỰC

Điều 57. 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 do Bộ Công Thương ban hành.

2. Đơn vị phát điện có trách nhiệm tuân thủ lệnh điều độ của 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 38 Thông tư này.

Điều 58. Xử lý trong trường hợp hồ chứa của nhà máy thuỷ điện vi phạm mức nước giới hạn tuần

1. 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.

2. Trong trường hợp hồ chứa của nhà máy điện có 02 tuần liền vi phạm mức nước giới hạn tuần thì bắt đầu từ 00h00 ngày thứ Hai của tuần tiếp theo bản chào của nhà máy điện này sẽ không được sử dụng để lập lịch huy động. 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.

Trong trường hợp mức nước hồ chứa bị vi phạm do việc huy động để đảm bảo an ninh hệ thống điện thì trong thời gian bị can thiệp các nhà máy này được thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện.

3. 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.

4. 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.

5. 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:

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

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

6. Trước 10h00 ngày D-1, căn cứ theo tình hình thuỷ văn, mức nước của hồ thuỷ điện của nhà máy thuỷ điện đó, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố sản lượng dự kiến huy động từng giờ trong ngày tới của nhà máy thuỷ điện bị can thiệp lịch huy động theo nguyên tắc sau:

a) Đảm bảo an ninh cung cấp điện, các ràng buộc về yêu cầu sử dụng nước hạ du và các ràng buộc kỹ thuật khác;

b) Đảm bảo tối thiểu hóa chi phí mua điện cho toàn hệ thống.

Điều 59. Can thiệp vào thị trường điện

1. 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 do Bộ Công Thương ban hành;

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 60. 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 theo một trong các trường hợp sau:

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

- 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 và 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 61. 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 62. 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 63. 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 64. 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 65. 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 do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 66. 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 67. 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 68. 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 vị trí đo đếm 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 lượng công suất điều tần, dự phòng quay và công suất phát tăng thêm của các tổ máy phát điện;

- 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 69. 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 67 và lượng công suất thanh toán theo quy định tại Điều 68 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 70. 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 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 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:

Trong đó:

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

Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy đăng ký trong bản chào giá lập lịch phải phù hợp với tốc độ tăng giảm tải được công bố trong hợp đồng mua bán điện. Trong trường hợp hợp đồng mua bán điện không có tốc độ tăng giảm tải hoặc tốc độ tăng giảm tải trong hợp đồng có sự sai khác với thực tế, Đơn vị phát điện có trách nhiệm xác định các số liệu này theo kết quả thí nghiệm hoặc tổng hợp từ thực tế vận hành của tổ máy và ký kết bổ sung phụ lục hợp đồng về đặc tính kỹ thuật này với Đơn vị mua buôn duy nhất để làm căn cứ thanh toán;

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 (Qddi 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 được quy đổi về vị trí đo đếm 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 nhiệt điện trong quá trình khởi động hoặc quá trình dừng máy (không phải do sự cố) thì sản lượng Qdu này bằng không (Qdui = 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 (Qdui = 0);

đ) Để tăng tính chính xác trong việc xác định thành phần Qdu, các công tơ đo đếm đầu cực tổ máy và các công tơ lắp tại các điểm đo đếm tự dùng của tổ máy (nếu có) được ưu tiên sử dụng để xác định sản lượng thực phát đầu cực của các tổ máy phát điện để so sánh với việc tuân thủ lệnh điều độ theo hệ thống quản lý mệnh lệnh điều độ (DIM);

e) Sai số điện năng điều độ cho phép tại đầu cực 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 3% 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).

3. 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 và ≥ 0

nếu và < 0

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);

: Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ của 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).

4. 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:

Trường hợp Qdu > 0:

Trường hợp Qdu ≤ 0:

Trong đó:

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

: Sản lượng đo đếm thanh toán của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về đầu cực tổ máy (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 ;

: Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ quy đổi về đầu cực máy phát.

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:

Trong đó:

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. Trường hợp tổ máy nhiệt điện trong quá trình khởi động hoặc quá trình dừng máy (không phải do sự cố) thì bằng 0;

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).

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:

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

b) 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 71. Điều chỉnh sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường điện

1. 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 (< ).

2. 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 37 Thông tư này;

b) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmpi) 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 ().

3. Nguyên tắc điều chỉnh

a) Trong trường hợp quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này, sản lượng điện năng phát tăng thêm (Qconi) và sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy có giá chào cao hơn giá trần thị trường (Qbpi) được điều chỉnh trong chu kỳ giao dịch này bằng không (Qconi = 0; Qbpi = 0);

b) Trong trường hợp quy định tại Điểm b Khoản 1 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 do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

Điều 72. 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);

SMPi : 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:

a) 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.

b) 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 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 điện phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ;

Rconi : 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);

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

Pbpi,max: Giá điện năng 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 73. 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 quy đổi về vị trí đo đếm (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;

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

Điều 74. 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 75. 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 72, Điều 73 và Điều 74 theo giá điện năng thị trường và lượng công suất thanh toán xác định tại Điều 69 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 76. 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 77. Thanh toán cho dịch vụ dự phòng quay và dịch vụ điều tần

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán cho Đơn vị phát điện cung cấp dịch vụ dự phòng quay và dịch vụ điều tần theo quy định của Bộ Công Thương.

Điều 78. 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, dịch vụ điều chỉnh điện áp và khởi động đen

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, dịch vụ điều chỉnh điện áp và khởi động đen được thanh toán theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 79. Thanh toán cho các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày

1. Tính toán thanh toán doanh thu từng chu kỳ giao dịch cho các nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày 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 vị trí đo đếm 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 có hồ điều tiết dưới 02 ngày do Cục Điều tiết điện lực quy định.

Đơn vị phát điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện (Pc × Qhc_i × α). Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các khoản thanh toán còn lại.

2. 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 80. 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. 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 65 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 65 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.

3. Tổ máy nhiệt điện bị buộc phải ngừng theo quy định tại Điểm đ Khoản 3 Điều 55 Thông tư này hoặc phải ngừng 01 lò hơi để giảm công suất theo quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều 55 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 xác nhận các sự kiện này đối với các tổ máy do Đơn vị phát điện công bố để Đơn vị mua buôn duy nhất để làm căn cứ thanh toán chi phí khởi động.

4. Trường hợp tổ máy bị ràng buộc phải phát giảm công suất do vi phạm giới hạn nhiệt lưới điện liên quan đến truyền tải trực tiếp công suất của nhà máy lên hệ thống 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 trong các chu kỳ bị ràng buộc phải phát giảm công suất 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. Đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn duy nhất sửa đổi, bổ sung phụ lục sản lượng hợp đồng tháng làm cơ sở cho việc thanh toán. 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.

5. Trường hợp tổ máy bị ràng buộc phải phát giảm công suất hoặc ngừng máy do sửa chữa, bảo dưỡng đường dây trực tiếp nối với nhà máy hoặc các đường dây liên quan dẫn đến phải cắt điện đường dây trực tiếp nối với nhà máy dẫn đến không đảm bảo sản lượng hợp đồng giờ thì sản lượng hợp đồng giờ trong các chu kỳ liên quan 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. Đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn duy nhất sửa đổi, bổ sung phụ lục sản lượng hợp đồng tháng làm cơ sở cho việc thanh toán. 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.

6. Trường hợp nhà máy có tổ máy phát điện 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.

7. Trường hợp nhà máy điện tuabin khí phải dừng máy và khởi động lại theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện vì lý do an ninh hệ thống 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.

8. 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 các chu kỳ giao dịch đó 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.

9. Trường hợp nhà máy điện tuabin khí tạm thời gián tiếp tham gia thị trường điện theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong các chu kỳ giao dịch có liên quan được thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện. Trong thời gian tạm thời gián tiếp tham gia thị trường điện nếu nhà máy phải ngừng và khởi động lại theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, nhà máy 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.

10. 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 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.

11. Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện tách lưới phát độc lập theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong các chu kỳ giao dịch có liên quan được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất.

12. 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 điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất.

13. Trường hợp tổ máy thủy điện phải phát công suất lớn hơn công suất công bố trong bản chào giá ngày tới theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện vì lý do an ninh hệ thống, 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.

14. Trường hợp nhà máy thủy điện tham gia điều chỉnh tần số cấp I theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong các chu kỳ liên quan được thanh toán theo cơ chế nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày, không tính đến sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ (Qdu=0). Các nhà máy thủy điện cùng nhóm nhà máy thủy điện bậc thang (nếu có) của các nhà máy tham gia điều tần cấp I được thanh toán theo cơ chế nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày, có xét đến sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ.

Mục 5: TRÌNH TỰ, THỦ TỤC THANH TOÁN

Điều 81. 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 6 Thông tư này.

Điều 82. 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 D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo mẫu quy định tại Phụ lục 4 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. 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 qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo biểu mẫu tại Phụ lục 4 Thông tư này. Đơn vị phát điện có trách nhiệm phát hành bảng kê thanh toán ngày và đưa vào hồ sơ phục vụ công tác thanh toán cho chu kỳ thanh toán.

Điều 83. 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. 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 của chu kỳ thanh toán cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.

4. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán bao gồm bảng tổng hợp theo mẫu quy định tại Phụ lục 5 Thông tư này và biên bản xác nhận chỉ số công tơ và sản lượng điện năng.

Điều 84. 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 trực tiếp giao dịch 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 85. 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 86. 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 xử lý theo các quy định hiện hành có liên quan 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 87. 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 ngày 20 hàng tháng, nếu Đơn vị phát điện chưa nhận được Bảng kê thanh toán thị trường điện mà nguyên nhân không phải từ Đơn vị phát điện, Đơn vị phát điện có quyền lập, gửi hồ sơ tạm và hóa đơn thanh toán căn cứ theo sản lượng điện phát và giá hợp đồng mua bán điện. Sau khi bảng kê thanh toán thị trường điện được phát hành, phần chênh lệch giữa giá trị tạm thanh toán và giá trị quyết toán sẽ được bù trừ vào tháng kế tiếp.

Điều 88. 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 89. 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 90. 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 91. 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 92. 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. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm đề xuất đơn vị kiểm toán độc lập có năng lực để thực hiện kiểm toán, báo cáo Cục Điều tiết điện lực trước khi thực hiện.

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 93. 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 94. 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 95. 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 do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

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 do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

Điều 96. 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 97. 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 98. 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 Điều 97 Thông tư này.

Điều 99. 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 100. 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 do Cục Điều tiết điện lực ban hành, cụ thể như sau:

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

2. Trước 16h00 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 hành 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 101. 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 102. 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 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 bằng văn bản của thành viên tham gia thị trường điện trong đó nêu rõ nội dung và lý do hợp lý để yêu cầu kiểm toán đột xuất.

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 103. 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 do Bộ Công Thương ban hành.

2. Trước khi thực hiện giải quyết tranh chấp theo quy định tại Khoản 1 Điều này, trong thời hạn 60 ngày kể từ thời điểm phát sinh tranh chấp trong thị trường điện, các bên có trách nhiệm tiến hành đàm phán để tự giải quyết tranh chấp theo một trong các hình thức sau:

a) Thương lượng;

b) Hòa giải.

Điều 104. 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 105. 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 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 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 106. 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. Hòa giải

a) 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 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 107. 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 108. Giải quyết tranh chấp tại Cục Điều tiết điện lực

1. Các bên có quyền gửi 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 103 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 do Bộ Công Thương ban hành.

Mục 2: XỬ LÝ VI PHẠM

Điều 109. 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 phát hiện hành vi có dấu hiệu vi phạm (nếu có).

Điều 110. Xác minh 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 xác minh hành vi có dấu hiệu vi phạm. Trong quá trình tiến hành xác minh 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 xác minh;

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 xác minh, 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 và các quy định pháp luật khác liên quan đến bảo mật thông tin.

Điều 111. Lập Biên bản vi phạm hành chính

1. Trong thời hạn 60 ngày làm việc kể từ ngày tiến hành xác minh, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm kết thúc xác minh và lập Biên bản vi phạm hành chính 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 xác minh có thể kéo dài nhưng không quá 30 ngày làm việc kể từ ngày hết hạn xác minh.

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

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

Điều 112. 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 tại Điều 14 Nghị định số 134/2013/NĐ-CP ngày 17 tháng 10 năm 2013 quy định về xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực, an toàn đập thủy điện, sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả.

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 vi phạm hành chính theo quy định tại Khoản 1 Điều này còn bị đình chỉ quyền tham gia thị trường điện.

Điều 113. 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 1 Điều 8 Thông tư này, trong thời hạn 05 (năm) ngày kể từ ngày ra Quyết định xử phạt vi phạm hành chính hoặc kể từ ngày ra văn bản kết luận có hành vi vi phạm gây hậu quả nghiêm trọng về đảm bảo an ninh cung cấp điện hoặc về tài chính cho các đơn vị khác trong thị trường điện, Cục Điều tiết điện lực xem xét, ra quyết định đình chỉ quyền tham gia thị trường điện đối với 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. Thời hạn hiệu lực của quyết định đình chỉ quyền tham gia thị trường điện đối với nhà máy điện có hành vi vi phạm không quá 01 (một) năm.

3. 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.

4. Hết thời hạn quy định tại Khoản 2 Điều 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 114. Trách nhiệm của Cục Điều tiết điện lực

1. Phổ biến, kiểm tra và giám sát việc thực hiện Thông tư này.

2. 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.

Điều 115. Trách nhiệm của Tập đoàn Điện lực Việt nam

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:

1. Rà soát, hiệu chỉnh các quy trình kỹ thuật trình Cục Điều tiết điện lực ban hành sau 30 ngày kể từ ngày ban hành Thông tư này, bao gồm:

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

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

c) Quy trình mô phỏng thị trường điện;

d) Quy trình tính toán giá trị nước;

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

e) 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;

g) 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;

h) 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;

i) Quy trình đăng ký tham gia thị trường điện;

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

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

2. 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.

Điều 116. Trách nhiệm của các đơn vị liên quan

1. 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.

2. 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.

Điều 117. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 18 tháng 11 năm 2014. Thông tư số 03/2013/TT-BCT ngày 08 tháng 02 năm 2013 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 03/2013/TT-BCT ngày 08 tháng 02 năm 2013 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh hết hiệu lực thi hành kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực.

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 Khoản 2 Điều 114 đến thời điểm Thông tư sửa đổi, bổ sung được ban hành./.

Nơi nhận:
- Thủ tướng Chính phủ; các Phó Thủ tướng;
- 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

Cao Quốc Hưng

PHỤ LỤC 1

LỊCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh)

Thời hạn		Hoạt động	Đơn vị thực hiện	Đơn vị phối hợp	Thời gian áp dụng	Chu kỳ	Nội dung, kết quả
Ngày	Giờ	Hoạt động	Đơn vị thực hiện	Đơn vị phối hợp	Thời gian áp dụng	Chu kỳ	Nội dung, kết quả
Ngày 01 tháng 11 năm N-1		Hoàn thành lập kế hoạch vận hành cho năm N và trình EVN thẩm định	SMO		Năm N	Hàng năm	Hoàn thành và trình các kết quả tính toán sau: - Giá trị nước hàng tuần; - Mức nước giới hạn tháng; - Giá trần bản chào các tổ máy nhiệt điện; - Kết quả lựa chọn nhà máy BNE; - Sản lượng hợp đồng năm tại vị trí đo đếm của từng nhà máy điện; - Sản lượng hợp đồng hàng tháng tại vị trí đo đếm trong năm; - Các phương án giá trần thị trường; - Giá công suất thị trường (CAN) hàng giờ. Hồ sơ trình bao gồm cả các thông số đầu vào và thuyết minh tính toán
Ngày 15 tháng 11 năm N-1		Trình ERAV phê duyệt kế hoạch vận hành cho năm N	SMO		Năm N	Hàng năm
Ngày 15 tháng 11 năm N-1		Gửi kết quả tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng	SMO		Năm N	Hàng năm	Gửi Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch các kết quả tính toán sau: - Sản lượng hợp đồng năm tại vị trí đo đếm của từng nhà máy điện; - Sản lượng hợp đồng hàng tháng tại vị trí đo đếm trong năm;
Ngày 25 tháng 11 năm N-1		Xử lý các sai lệch trong tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng	SB, NMĐ		Năm N	Hàng năm	Kiểm tra, phối hợp với SMO xử lý các sai lệch trong tính toán sản lượng hợp đồng năm, tháng
Ngày 01 tháng 12 năm N-1		Công bố kế hoạch vận hành cho năm N	SMO		Năm N	Hàng năm	Công bố các nội dung của kế hoạch vận hành cho năm N đã được phê duyệt.
Ngày 20 tháng M-1		Hoàn thành lập kế hoạch vận hành cho tháng M	SMO	NMĐ, SB, TNO	Tháng M	Hàng tháng	Hoàn thành tính toán các kết quả sau: - Giá trị nước hàng tuần trong tháng - Mức nước giới hạn các tuần trong tháng; - Giá trần bản chào nhiệt điện trong tháng M; - Sản lượng dự kiến phát từng giờ trong tháng của các nhà máy điện; - Sản lượng thanh toán toán theo giá hợp đồng hàng giờ trong tháng.
Thứ Sáu tuần T-1	10h00	- Công bố giá trị nước - Công bố sản lượng hàng giờ của các nhà máy SMHP	SMO	NMĐ, SB, TNO	Tuần T	Hàng tuần	Công bố các kết quả sau: - Giá trị nước cho tuần T; - Mức nước giới hạn tuần; - Sản lượng hàng giờ của các nhà máy SMHP dự kiến cho tuần T.
Ngày D-1	10h00	Công bố các thông tin phục vụ vận hành thị trường điện ngày tới	SMO	NMĐ, SB, TNO	Ngày D	Hàng ngày	Công bố các thông tin sau: - Dự báo phụ tải ngày D; -Sản lượng dự kiến hàng giờ của các nhà máy SMHP; - Sản lượng khí hàng ngày D của các nhà máy tuabin khí. - Điện năng xuất nhập khẩu ngày D - Kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D.
	11h30	Nộp bản chào giá	NMĐ, SB	SMO	Ngày D	Hàng ngày	Bản chào giá cho từng tổ máy của NMĐ cho ngày D. Bản chào giá của các nhà máy BOT (do SB nộp thay) cho ngày D.
	10h00	Công bố sản lượng của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 2 ngày	NMĐ	SMO	Ngày D	Hàng ngày	Các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 2 ngày công bố sản lượng tuần tới cho SMO
	16h00	Công bố lịch huy động ngày D	SMO	NMĐ, SB, TNO	Ngày D	Hàng ngày	Công bố các thông tin trong lịch huy động cho từng giờ của ngày D
Ngày D-1 và D	Liên tục	Công bố các thay đổi về công suất khả dụng của tổ máy và độ sẵn sàng của lưới truyền tải	NMĐ, TNO	SMO	Ngày D-1 và D	Liên tục	NMĐ cung cấp thông tin về các thay đổi công suất khả dụng của các tổ máy TNO cung cấp thông tin về các thay đổi độ sẵn sàng của lưới truyền tải
Ngày D	15 phút trước giờ vận hành	Công bố lịch huy động giờ tới	SMO	NMĐ, SB, TNO	Giờ vận hành	Hàng giờ	Công bố các thông tin trong lịch huy động cho giờ vận hành tới
Ngày D+1	15h00	Cung cấp số liệu đo đếm điện năng trong ngày D	MDMSP	SMO, SB	Ngày D	Hàng ngày	Số liệu đo đếm điện năng của các nhà máy điện trong từng giờ của ngày D
Ngày D+2	9h00	Công bố giá thị trường và lượng công suất thanh toán	SMO	NMĐ, SB	Ngày D	Hàng ngày	Bản chào giá các tổ máy, giá thị trường điện năng, giá thị trường toán phần, lượng công suất thanh toán và các kết quả tính toán khác cho từng giờ của ngày D.
Ngày D+2	9h00	Tổng hợp và cung cấp số liệu phục vụ tính toán thanh toán cho ngày D	SMO	NMĐ, SB	Ngày D	Hàng ngày	Theo quy định tại Phụ lục 6 Thông tư này.
Ngày D+3		Cung cấp bảng kê thanh toán sơ bộ cho ngày D	SMO	NMĐ, SB	Ngày D	Hàng ngày	Các khoản thanh toán trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
Ngày D+5		Thông báo các sai sót trong bảng kê thanh toán sơ bộ của ngày D (nếu có)	NMĐ, SB	SMO	Ngày D	Hàng ngày	Thông báo các sai sót trong bảng kê thanh toán sơ bộ của ngày D (nếu có).
Ngày D+6		Cung cấp bảng kê thanh toán hoàn chỉnh cho ngày D	SMO	NMĐ, SB	Ngày D	Hàng ngày	Các khoản thanh toán trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
Ngày làm việc thứ 7 tháng M+1		Cung cấp số liệu đo đếm chính thức cho tháng M	MDMSP	SMO	Tháng M	Hàng tháng	Theo quy định tại Thông tư số 27/TT-BCT ngày 25 tháng 9 năm 2009.
Ngày làm việc thứ 10 tháng M+1		Cung cấp bảng kê thanh toán hoàn chỉnh cho tháng M	SMO	NMĐ, SB	Tháng M	Hàng tháng	Các khoản thanh toán trong từng ngày giao dịch trong tháng M.
Trước ngày 20 của tháng M+1		Gửi hóa đơn thanh toán	NMĐ	SB	Tháng M	Hàng tháng	Hóa đơn thanh toán và hồ sơ thanh toán
Theo thời hạn thanh toán tại hợp đồng mua bán điện		Thanh toán	SB	NMĐ	Tháng M	Hàng tháng	Thanh toán theo quy định tại hợp đồng mua bán điện.

Chú thích:

NMĐ: Nhà máy điện;

SMO: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

SB: Đơn vị mua buôn duy nhất;

TNO: Đơn vị truyền tải điện;

MDMSP: Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng.

PHỤ LỤC 2

MẪU BẢNG GIÁ TRẦN BẢN CHÀO CỦA NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh)

1. Tên nhà máy điện:…………………………..

2. Thời gian áp dụng: trong tháng…….năm…..

Tổ máy	Chi phí nhiên liệu, VNĐ/BTU	Hệ số chi phí phụ, %	Suất hao nhiệt, BTU/kWh	Hệ số suy giảm hiệu suất, %	KDC		Giá trần bản chào, VNĐ/kWh
Tổ máy	Chi phí nhiên liệu, VNĐ/BTU	Hệ số chi phí phụ, %	Suất hao nhiệt, BTU/kWh	Hệ số suy giảm hiệu suất, %	Phân loại tổ máy	KDC	Giá trần bản chào, VNĐ/kWh
Tổ máy 1	..		..	..	Chạy nền		..
Tổ máy 2	..		..	..	Chạy lưng		..
Tổ máy 3	..		..	..	Chạy đỉnh		..

PHỤ LỤC 3

MẪU BẢN CHÀO
(Ban hành kèm theo Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh)

Giờ

Ngày

Tháng

Năm

(Tên NMĐ)

(Tên tổ máy điện)

(Nhiên liệu)

Ngày

Tháng

Năm

(Tên NMĐ)

(Tên tổ máy điện)

(Nhiên liệu)

Giá chào (VNĐ/kwh)

Khoảng công suất chào, MW

Mức giá 1

Mức giá 2

Mức giá 3

Mức giá 4

Mức giá 5

Khoảng công suất chào, MW

Mức giá 1

Mức giá 2

Mức giá 3

Mức giá 4

Mức giá 5

Pmin

Công suất công bố

Ngưỡng công suất tương ứng

Pmin

Công suất công bố

Ngưỡng công suất tương ứng

Tốc độ tăng công suất tối đa:

Tốc độ giảm công suất tối đa:

PHỤ LỤC 4

MẪU BẢNG KÊ THANH TOÁN NGÀY
(Ban hành kèm theo Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh)

1. Tên Công ty phát điện: ___________

2. Tên nhà máy điện:_______________

3. Ngày giao dịch _________________

Bảng 1. BẢNG TỔNG HỢP CÁC KHOẢN THANH TOÁN HÀNG NGÀY

	Khoản thanh toán	Thành tiền VND
I	Thanh toán điện năng thị trường (= 1 + 2 + 3 + 4)
1	Khoản thanh toán tính theo giá điện năng thị trường
2	Khoản thanh toán tính theo giá chào
3	Khoản thanh toán cho phần sản lượng phát tăng thêm
4	Khoản thanh toán do phát sai lệnh điều độ
II	Thanh toán công suất thị trường
III	Thanh toán khác
	Tổng cộng ( = I + II + III)

Bảng 2. BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN TÍNH THEO
GIÁ ĐIỆN NĂNG THỊ TRƯỜNG

Chu kỳ giao dịch (giờ)	Sản lượng (MWh)	Giá điện năng thị trường (VNĐ/kWh)	Thành tiền (VNĐ)
1
2
….
24
Tổng cộng

Bảng 3. BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN TÍNH THEO GIÁ CHÀO

Chu kỳ giao dịch	(Tên nhà máy điện)
	(Tên tổ máy)			(Tên tổ máy)			(Tên tổ máy)
	Dải công suất chào, MWh	Giá chào, VNĐ/kWh	Thành tiền, VNĐ	Dải công suất chào, MWh	Giá chào, VNĐ/kWh	Thành tiền, VNĐ	Dải công suất chào, MWh	Giá chào, VNĐ/kWh	Thành tiền, VNĐ
1	DQ1	P1
	DQ2	P2


….
24
Tổng cộng

Bảng 4. BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN CHO PHẦN SẢN LƯỢNG PHÁT TĂNG THÊM

Chu kỳ giao dịch	Tên nhà máy điện
	Tên tổ máy			Tên tổ máy			Tên tổ máy
	Sản lượng, MWh	Giá thanh toán, VNĐ/kWh	Thành tiền, VNĐ	Sản lượng, MWh	Giá thanh toán, VNĐ/kWh	Thành tiền, VNĐ	Sản lượng, MWh	Giá thanh toán, VNĐ/kWh	Thành tiền, VNĐ
1
….
24
Tổng cộng

Bảng 5. BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN CÔNG SUẤT THỊ TRƯỜNG

Chu kỳ giao dịch (giờ)	Lượng công suất thanh toán (MW)	Giá công suất thị trường (VNĐ/kW)	Thành tiền VNĐ
1
2
…
….
24
Tổng cộng

PHỤ LỤC 5

MẪU BẢNG KÊ THANH TOÁN THÁNG
(Ban hành kèm theo Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh)

1. Tên Công ty phát điện:

2. Tên nhà máy điện:

3. Chu kỳ thanh toán:

Bảng 1. BẢNG TỔNG HỢP CÁC KHOẢN THANH TOÁN THÁNG___

	Khoản thanh toán	Thành tiền VND
I	Thanh toán điện năng thị trường (= 1 + 2 + 3 + 4)
1	Khoản thanh toán tính theo giá điện năng thị trường
2	khoản thanh toán tính theo giá chào
3	Khoản thanh toán cho phần sản lượng phát tăng thêm
4	Khoản thanh toán do phát sai lệnh điều độ
II	Thanh toán công suất thị trường
III	Thanh toán khác
	Tổng cộng ( = I + II + III )

Bảng 2. BẢNG KÊ THANH TOÁN ĐIỆN NĂNG THỊ TRƯỜNG TRONG THÁNG __

Ngày giao dịch	Thanh toán điện năng thị trường, VNĐ				Tổng
Ngày giao dịch	Thanh toán tính theo giá SMP	Thanh toán tính theo giá chào	Thanh toán cho phần sản lượng phát tăng thêm	Khoản thanh toán do phát sai lệnh điều độ
1
2
…
….

30
31

Bảng 3. BẢNG KÊ THANH TOÁN CÔNG SUẤT THỊ TRƯỜNG TRONG THÁNG

Ngày giao dịch	Thanh toán công suất thị trường, VNĐ
1
2
…
…
….

30
31
Tổng cộng

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

(Ký tên và đóng dấu)

(Gửi kèm theo bảng kê thanh toán hoàn chỉnh cho từng ngày giao dịch trong tháng)

PHỤ LỤC 6

DỮ LIỆU PHỤC VỤ TÍNH TOÁN THANH TOÁN

(Ban hành kèm theo Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh)

Số liệu	Ký hiệu	Đơn vị cung cấp
Điện năng đo đếm trong chu kỳ giao dịch i của ngày D, kWh.		MDMSP
Giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i của ngày D, VND/kWh.		SMO
Giá điện năng sử dụng để xác định phần công suất được nhận CAN trong chu kỳ giao dịch i của ngày D, VND/kWh.	SMP_{d,i (CAN)}
Giá công suất thị trường CAN trong chu kỳ giao dịch i của ngày D, VND/kWh.
Tổng lượng công suất được trả CAN của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i của ngày D thuộc chu kỳ thanh toán, kWh.
Công suất lập lịch cung cấp dự phòng quay của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i của ngày D thuộc chu kỳ thanh toán, kWh
Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i của ngày D thuộc chu kỳ thanh toán, kWh
Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i của ngày giao dịch D thuộc chu kỳ thanh toán, kWh.
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.	Qdu_i
Sản lượng điện năng phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i của ngày giao dịch D, kWh.
Giá thanh toán cho tổ máy g phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i của ngày giao dịch D, VND/kWh.
Giá chào của nhà máy điện năng trong chu kỳ giao dịch i của ngày giao dịch D, VND/kWh.
Các khoản thanh toán khác, VND

MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE --------	SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence - Freedom - Happiness ---------------
No.: 30/2014/TT-BCT	Hanoi, 02 October, 2014

CIRCULAR

PROVIDING FOR OPERATION OF COMPETITIVE ELECTRICITY GENERATION MARKET

Pursuant to Decree No. 95/2012 / ND-CP dated 12 November, 2012 of the Government defining functions, tasks, powers and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade;

Pursuant to the Electricity Law dated 3 December 2004; the Law amending and supplementing a number of articles of the Electricity Law dated 20 November, 2012;

Pursuant to Decision No. 63/2013/QD-TTg dated 08 November 2013 of the Prime Minister providing for the roadmap, conditions and structure of electricity industry to form and develop levels of electricity market in Vietnam;

At the request of the Director of Electricity Regulatory Authority of Vietnam;

The Ministry of Industry and Trade issues the Circular providing for the operation of competitive electricity 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 the operation of competitive electricity generation market (hereafter referred to as electricity market) and the responsibilities of Units participating in electricity market.

Article 2. Subjects of application

This Circular applies to the following Units participating in electricity market:

1. Single wholesaling Units .

2. Electricity generating Units

3. Electricity system and market operating Unit

4. Electricity transmitting Units.

5. Power metering data managing Units.

...

Article 3. Interpretation of terms

In this Circular, the terms below are construed as follows:

1. Price quotation is the quotation of power sale in the electricity market of each generating set. This quotation is submitted by the price offering Units to the electricity system and market operating Unit under the form of price quotation specified in this Circular.

2. Scheduling price quotation is the one accepted by the electricity system and market operating Unit for next hour and day scheduling.

3. Payment list is the calculation table of payments to the power plant directly participating in the electricity market. This list is made by the electricity system and market operating Unit for each transaction day and for each payment cycle.

4. Intervention in the electricity market is the act to change the normal operational mode of the electricity market which the electricity system and market operating Unit must apply to deal with circumstances specified in Clause 1, Article 59 of this Circular.

5. Transaction cycle is the period of one hour from the first minute of each hour.

6. Payment cycle is the one to prepare invoices and vouchers for transactions in the electricity marketing the period of one month, from the 1^st date of each month.

7. Announced capacity is the available highest capacity of the generating set announced as per the schedule of electricity market by the price offering Units or the electricity system and market operating Unit and the electricity generating Units signing the auxiliary services announced as per the electricity market operation schedule.

...

9. Mobilized capacity for next hour is the capacity of the generating set planned for mobilization for the first hour in the mobilization schedule for next hour.

10. Mobilized capacity for next hour is the capacity of the generating set planned for mobilization for the first hour in the mobilization schedule for next hour as per the constrained scheduling result.

11. Increasingly generated capacity is the difference of capacity between the dispatching capacity and the capacity arranged in the market price calculation schedule of the generating set.

12. Paid capacity is the capacity of generating set included in the hourly capacity schedule and is paid the market capacity price.

13. Auxiliary services mean the frequency adjustment, rotation standby, quick start standby, cold standby, operation to be generated due to constrained security of electricity system, voltage adjustment and black start

14. Increasingly generated power is the power generated by the generating set thanks to mobilization corresponding to the increasingly generated capacity.

15. Price offering Units mean the ones directly submitting the price quotation in the electricity market, including the electricity generating Units or power plants that register direct price offer and representative Units of price offer for group of ladder hydropower plants.

16. Single whosaling Unit is the single electricity buying Units in the electricity market, having function to buy all power through the electricity market and under electricity sale contract.

17. Electricity generating Unit is the Units owning one or many power plants participating in the electricity market and signing the electricity sale contract for such power plants with the single wholesaling Units .

...

19. Electricity generating Units directly doing transaction are the electricity generating Units having power plant entitled to direct price offer in the electricity market.

20. Power metering data managing Unit is the one providing, installing, managing the operation of system collecting, processing and storing the power metering data and network of communication line in service of electricity market.

21. Electricity transmitting Unit is the electricity Units licensed for electricity activities in the field of electricity transmission, responsible for managing and operating the national transmission grid.

22. Electricity system and market operating Unit is the Unit directing and controlling the process of electricity generation, transmission and distribution in the national electricity system and operating the transaction of electricity market.

23. Market capacity price is the price for one Units of active capacity determined for each transaction cycle to be applied for calculating the payment of capacity to the electricity generating Units in the electricity market.

24. Price floor of quotation is the lowest price which the price offering Units is entitled to offer for one generating set in the price quotation for next day.

25. Market power price is the price for one Units of power determined for each transaction cycle to be applied for calculating the payment of power to the electricity generating Units in the electricity market.

26. Full electricity market price is the total electricity market price and market capacity price of each transaction cycle.

27. Price ceiling of quotation is the highest price which the price offering Units is entitled to offer for one generating set in the price quotation for next day.

...

29. Water value is the marginal price to expect the calculation for the water amount reserved in reservoirs when used to generate power in lieu of electrothermal in the future as converted to a power Units.

30. Performance degradation coefficient is the performance degradation index of the generating set as per operational time.

31. Monthly or annual average load factor is the is the ratio between the total power generated in 01 year or 01 month and the product of the total installed capacity with the total calculation hour of annual or monthly load factor.

32. Information system of electricity market is the system of equipment and database for management and exchange of information on electricity market which the electricity system and market operating Unit manages.

33. Electricity sale contract is the written agreement on electricity sale between the single wholesaling Units and the electricity generating Units or trading of electricity with foreign countries.

34. Electricity sale contract for difference is the electricity sale contract signed between the single wholesaling Units with the electricity generating Units with directly doing transaction under the form issued by the Ministry of Industry and Trade.

35. Constrained scheduling is the collocation of mobilization of generating Units by the least-cost method of electricity purchase taking into account the technical constraint in the electrical system.

36. Unconstrained scheduling is the collocation of mobilization of generating Units by the least-cost method of electricity purchase not taking into account the technical constraint in the electrical system.

37. Capacity schedule is the schedule prepared by the electricity system and market operating Unit after operation to determine the amount of paid capacity in each transaction cycle.

...

39. Mobilization schedule for next day is the Estimated schedule of generating sets for electricity generation and supply of auxiliary services to the next transaction cycle and three consecutive cycles set by the electricity system and market operating Unit.

40. Market electricity price calculation schedule is the one set by the electricity system and market operating Unit after the current transaction day to determine the market power price for each transaction cycle.

41. Electricity market simulation model is a system of softwares simulating the mobilization of generating sets and calculating the market power price which the electricity system and market operating Unit uses for weekly, monthly and annual operational plan.

42. Water value calculation model is a system of sotwares optimizing the hydrothermal power to calculate the water value which the electricity system and market operating Unit uses for weekly, monthly and annual operational plan.

43. Limited water level is the lowest upstream water level of reservoir at the end of each month in a year or at the end of week in a month which the electricity system and market operating Unit calculates and announces under the Procedures for short and medium-term assessment of electricity system security issued by the Electricity Regulatory Authority on the implementation of Regulation on power transmission system issued by the Ministry of Industry and Trade.

44. Optimal water level is the upstream water level of reservoir at the end of each month or week, ensuring the use of water for the most effective electrical generation and meeting the constrained requirement calculated and announced by the electricity system and market operating Unit.

45. Year N is the current year of electricity market operation by solar calendar.

46. Day D is the current transaction day.

47. Transaction day is the day when there are electricity transaction activities, from 1:00 AM to 12:00 PM everyday.

...

49. Best new power plant is the thermal power plant just put into operation with the lowest electrical generation price calculated for the next year and the price of electricity sale contract is agreed based on the price bracket of electrical generation for the standard power plant issued by the Ministry of Industry and Trade. The best power plant is selected annually for use in calculating the market capacity price.

50. Multi-objective strategic hydropower plants are the big power plants playing an important role on economy, society, national defense and security. These power plants are built and operated by the state exclusively.

51. Group of ladder hydropower plants is the set of hydropower plants in which the amount of water discharged from the reservoir of the upper ladder hydropower plants makes up all or most of the amount of water to the reservoir of the lower hydropower plants and there is no reservoir with regulation capability of more than 01 week between these two reservoirs.

52. Scheduling software is the software system which the electricity system and market operating Unit uses for the mobilization scheduling for next day and hour to the generating sets in the electricity market.

53. System load is the total power output of the whole electrical system converted at the terminals of generating sets and the imported power output in a transaction cycle minus the output of power plants with installed capacity less than or equal to 30 MW not participating in the electricity market and the output of ladder hydropower plants in the same river under the ownership of one electricity generating Units with the installed capacity less than or equal to 60 MW (meeting the standard to apply the avoided cost tariff).

54. Metered output is the power of power plant which can be metered at the metering location.

55. Hourly contract output is the power output allocated for each transaction cycle and paid under the electricity sale contract for difference.

56. Yearly contract output is the yearly committed power output in the electricity sale contract for difference.

57. Monthly contract output is the power output allocated from the yearly contract output for each month.

...

59. Monthly planned output is the power output of power plant Estimated to be mobilized for the months in a year.

60. Heat rate is the amount of lost thermal energy of the generating set or power plant to produce one Units of power.

61. Constrained generation payment is the payment received by the electricity generating Units for the increasingly generated power.

62. Participants of electricity market are Units participating in the transaction activities or providing services in the electricity market specified in Article 2 of this Circular.

63. Month M is the current month of electricity market operation calculated by solar month.

64. Capacity shortage is a situation when the total announced capacity of all electricity generating Units is less than the load demand of forecasting system in a transaction cycle.

65. Confidential information is secret information as stipulated by law or agreed by the parties.

66. Market information is the entire database and information related to the activities of electricity market.

67. End time of price offering is the time after which the electricity generating Units are not permitted to change the price quotation for next day, except for special cases stipulated in this Circular. In the electricity market, the end time of price offering is 11:30 PM of day D-1.

...

69. Excessive capacity is a situation when the total capacity offered at ceiling price of the electricity generating Units directly doing transaction and the capacity Estimated to be mobilized of the power plants owned by electricity generating Units indirectly doing transaction. The electricity system and market operating Unit shall announce it in the transaction cycle greater than the load of forecasting system.

70. Total hours of yearly load factor calculation is the total hours of the entire year N for the generating sets which have been put into commercial operation from year N-1 and earlier or the total hours from the time of commercial operation of the generating set by the end of year for the generating sets put into commercial operation in year N minus the repair time of generating set under the approved plan in year N.

71. Total hours of monthly load factor calculation is the total hours of the entire month M for the generating sets which have been put into commercial operation from year M-1 and earlier or the total hours from the time of commercial operation of the generating set by the end of month for the generating sets put into commercial operation in month M minus the repair time of generating set under the approved plan in month M.

72. Slow-started generating set is a generating set uncapable of starting and connected with power grid in a time of less than 30 minutes.

73. Week T is the current week of electricity market operation.

74. Metering location is the location where the power metering system is placed to determine the delivered power output for payment of electricity market between the electricity generating Units and the single wholesaling Units under the provisions in Circular No. 27/2009/TT-BCT dated 27 September 2009 stipulating the power metering in the competitive electricity generation market and under the electricity sale contract between the electricity generating Units and the single wholesaling Units .

Chapter II

REGISTRATION FOR PARTICIPATION IN ELECTRICITY MARKET

Article 4. Responsibility for participation in electricity market

...

2. The power plants having the installed capacity up to 30 MW connected to the grid with voltage of 110 Kv or higher, except for the power plants specified in Clause 3 of this Article have the right to opt for participation in electricity market. In case of option for participation in electricity market, such power plants must meet the following requirements:

a) Preparing infrastructure under the provisions in Clause 5 of this Article;

b) Completing and submitting dossier of registration of electricity market as stipulated in Clause 2 and 3, Article 5 and Clause 1, Article 6 of this Circular;

c) Complying with the requirements for the electricity generating Units participating in electricity market under the provisions of this Circular and the relevant legal normative documents.

3. The power plants which do not participate in the electricity market include:

a) BOT power plants;

b) Power plants using non-hydroelectric recycling energy;

c) Power plants in the industrial parks only sell a part of output onto the national electricity system without determining their long-term electricity sale plan.

4. Before 01 November of year N-1, the electricity system and market operating Unit must report to the Electricity Regulatory Authority on the list of electricity generating Units directly and indirectly doing transaction and the electricity generating Units not participating in the electricity market under the provisions in Clause 3 of this Article in year N for announcement to the participants of electricity market.

...

6. Where the power plants have met all conditions but not participated in the electricity market as stipulated in Clause 1 of this Article:

a) Before 25^th date of each month, such power plants must send report to the Electricity Regulatory Authority and the electricity system and market operating Unit, the single wholesaling Units on investment and completion progress of items to meet the operational requirements of electricity market;

b) The electricity system and market operating Unit must continue to schedule and announce the capacity mobilization chart for the power plant;

c) The power plants have been temporarily paid the whole actual output generated in the payment cycle at the price equal to 90% of that of electricity sale contract signed between the two parties. The difference of electricity payment (10% remaining) is settled in the payment cycle of the first month when the plants directly participate in price offering in the electricity market.

Article 5. Dossier of registration for participation in electricity market

1. Before 02 (two) months from the deadline to participate in the electricity market under the provisions in Clause 1, Article 4 of this Circular, the electricity generating Units must complete their dossiers of registration for participation in electricity market for each power plant.

2. Dossier of registration for participation in electricity market include:

a) Registration for participation in electricity market specifying name, address of the electricity generating Units and the power plant;

b) A copy of electricity operation License in the field of electricity generation.

...

d) Other necessary information as provided for in the Procedures for registration for participation in electricity market issued by the Electricity Regulatory Authority.

3. Number of dossier: 02 (two) sets.

Article 6. Approving dossier of registration for participation in electricity market

1. The electricity generating Units must submit dossier of registration for participation in electricity market for each power plant to the Electricity Regulatory Authority directly or by post.

2. The Electricity Regulatory Authority shall receive dossiers, check their completeness and guide the completion of dossier (if directly submitted) or within 02 working days after receipt of dossier (if receiving dossier by post).

3. Within 02 working days after receipt of complete dossier, the Electricity Regulatory Authority shall send a set of dossier to the electricity system and market operating Unit.

4. Within 05 working days after receipt of dossier of registration for participation in electricity market, the electricity system and market operating Unit shall give feedback in writing to the Electricity Regulatory Authority on the confirmation of capability and moment to participate in the electricity market of the power plant.

5. Within 05 working days after receipt of document from the electricity system and market operating Unit, the Electricity Regulatory Authority shall verify the dossiers:

a) If the dossier is valid, the Electricity Regulatory Authority shall issue a decision on approving the electricity market directly or by post to the electricity generating Units and notify the electricity system and market operating Unit;

...

- The Electricity Regulatory Authority shall send the electricity generating Units the document stating the invalidity of dossier and request the electricity generating Units to explain and complete their dossiers;

- Within 05 working days after the electricity generating Units receives the written request, the electricity generating Units shall send the Electricity Regulatory Authority the written explanation and completed dossier;

- Within 03 working days after receiving the written explanation and the completed dossier of the electricity generating Units, the Electricity Regulatory Authority shall verify the dossiers under the provisions in this Clause.

Article 7. Information on participants of electricity market

1. The electricity transmitting Units, the single wholesaling Units and the power metering data managing Units must register the general information on their Units to the electricity system and market operating Unit.

2. The electricity system and market operating Unit shall store the registered information and update changes of registered information of the electricity market participants.

3. The electricity market participants must inform the electricity system and market operating Unit upon changes of registered information.

4. The electricity system and market operating Unit shall announce the registered information of electricity market participants and the changed registered information.

Article 8. Suspending and restoring the right to participate in electricity market of power plant

...

a) Failing to completely comply with the provisions specified in Clause 5, Article 4 of this Circular;

b) Having one of the acts of violation as follows:

- Failing to provide information or provide correct information for the operational plan for electricity market and mobilization schedule of generating sets in the electricity system;

- Failing to provide information or provide correct information for the settlement of dispute and handling of violation in the competitive electricity market under regulations of law.

- Making direct or indirect agreement with other Units in limiting or controlling the offering capacity in the market in the order to increase the spot price of market electricity and affect the security of electricity supply;

- Making agreement with other electricity generating Units in price offering for mobilization scheduling;

- Making agreement with the electricity system and market operating Unit in price offering for improper mobilization scheduling;

- Other acts of violation causing serious consequences for ensuring the security of electricity supply or finance to other Units in the electricity market.

2. The Electricity Regulatory Authority has the right to suspend the right to participate in the electricity market of any power plant having acts of violation specified in Clause 1 of this Article. The order and procedures for suspension are specified in Article 113 of this Circular.

...

a) The electricity generating Units or the power plant must not offer price directly in the electricity market but must comply with other provisions of this Circular;

b) The electricity system and market operating Unit must set up the schedule and announce the capacity mobilization chart for the plants whose right to participate in the electricity market is suspended. Such plants shall be paid all actual output generated in the payment cycle at the price equal to 90% of that of electricity sale contract signed between the two parties. The difference of electricity payment (10% remainder) is settled in the payment cycle of the first month when the plants is restored its right to participate in the electricity market.

4. The suspended plant whose right to participate in the electricity market is restored when meeting the following conditions:

a) When the time limit for suspending the right to participate in the electricity market;

b) Having completed the obligations specified in the decision on suspending the right to participate in the electricity market;

5. When having met the conditions specified in Clause 4 of this Article, the power plant must send document to request the restoration of its right to participate in the electricity market and also send evidencing documents to the electricity system and market operating Unit which shall verify them and report to the Electricity Regulatory Authority on permitting the power plant to participate in the electricity market.

6. Where the time limit for suspending the right to participate in the electricity market is over but the power plant has not met all conditions specified under Point b, Clause 4 of this Article, the electricity system and market operating Unit shall report to the Electricity Regulatory Authority for consideration and handling.

Article 9. Terminating the participation in electricity market

1. The power plant shall terminate its participation in electricity market in the following cases:

...

- The power plant of the electricity generating Units has fully stopped its operation;

- The power plant of the electricity generating Units fails to maintain and is unable to restore its installed capacity greater than 30 MW within 01 year.

b) The electricity operation license in the field of electric generation of the power plant is revoked or expired.

2. In cases specified under Point a, Clause 1 of this Article, the electricity generating Units owning the power plant must submit dossier to request the termination of participation in electricity market to the electricity system and market operating Unit and the Electricity Regulatory Authority for consideration within 30 days before the time of termination of participation in electricity market.

3. The electricity system and market operating Unit must update dossiers and store registration information and announce information on termination of participation in electricity market.

4. Where the power plant commits acts of violation before the time of termination of participation in electricity market, the electricity generating Units owning such power plant must continue the implementation of regulations on verification and handling of violation as stipulated in this Circular.

Chapter III

PRINCIPLES OF ELECTRICITY MARKET OPERATION

Article 10. Limit of offered price

...

2. The price ceiling of quotation of the thermoelectric Units is determined annually and adjusted monthly and calculated based on the following factors:

a) Heat rate of generating set;

b) Performance degradation coefficient as per the operational time of generating set;

c) Price of fuel;

d) Coefficient of auxiliary expenses;

dd) Price varying under electricity sale contract.

3. Price floor of thermoelectric set is 01 dong/kWh.

4. Limit of offered price of generating sets is specified in Article 10 of this Circular.

Article 11. Water value

...

2. The electricity system and market operating Unit shall calculate and announce the water value as per the electricity market operation schedule specified in Annex 1 of this Circular.

Article 12. Full market price

The full market price for the transaction cycle is calculated by the sum of 02 (two) components as follows:

1. Price of market power

2. Price of market capacity.

Article 13. Price of market power

1. The price of market power is calculated by the electricity system and market operating Unit after the operational time based on the unconstrained scheduling method.

2. The price of market power must not exceed the market price ceiling which is calculated by the electricity system and market operating Unit and approved by the Electricity Regulatory Authority annually.

3. The determination of price of market power is specified in Article 67 and 69 of this Circular.

...

1. The price of market capacity for each transaction cycle is calculated by the electricity system and market operating Unit during the operational planning for next year and there is no change in the applied year.

2. The price of market capacity is calculated on the principle of ensuring that the best new power plant recovers its variable and fixed costs sufficiently.

3. The determination of price of market capacity is specified in Article 25 and 26 of this Circular.

Article 15. Electricity sale contract for difference

1. The electricity generating Units directly doing transaction and the single wholesaling Units are responsible for signing the electricity sale contract for difference under the form issued by the Ministry of Industry and Trade.

2. The yearly contract output is calculated by the electricity system and market operating Unit based on the yearly planned output and the ratio of paid output at the contract price specified in Clause 5 of this Article. The annual planned output is calculated by the electricity system and market operating Unit during the operational planning for next year as stipulated in Clause 2, Article 27 of this Circular.

3. The monthly contract output is determined by the electricity system and market operating Unit during the operational planning for next year based on the allocation of yearly contract output in the months specified in Article 28 of this Circular.

4. The hourly contract output is determined by the electricity system and market operating Unit during the operational planning for next month based on the allocation of monthly contract output at the hours in months specified in Article 37 of this Circular.

5. The Electricity Regulatory Authority shall determine and announce the percentage of paid output at the contract price of the electricity generating Units each year depending on each technology model on the following principles:

...

- Encouraging the effective competition in the electricity market;

- Stabilizing revenues of the electricity generating Units;

- Stabilizing the average price of electricity generation in accordance with regulation capabilitys on setting the electricity retailing quotation.

b) The percentage of power output paid at the contract price is specified separately for different types of hydro and thermal power. This percentage must not higher than 95% and lower than 60%.

Article 16. Principle of payment in electricity market.

1. The electricity generating Units directly doing transaction is paid at the electricity market price and under the electricity sale contract for difference.

2. The payment at market price is applied only to the electricity generating Units directly doing transaction and is calculated based on the following factors:

a) Price of market power;

b) Price of market capacity;

...

3. The payment for the electricity generating Units directly doing transaction is done as stipulated in Chapter VI of this Cicular.

4. The electricity generating Units indirectly doing transaction is paid under the provisions in the electricity sale contract.

Chapter IV

OPERATIONAL PLAN OF ELECTRICITY MARKET

Section 1: OPERATIONAL PLAN FOR NEXT YEAR

Article 17. Operational plan for next year

1. The electricity system and market operating Unit shall make the operational plan for electricity market for next year, including the following contents:

a) Choosing the best new power plant;

b) Calculating the price of market capacity;

...

d) Calculating the limit of price in quotation of the thermoelectric set;

dd) Determining the plan of market price ceiling;

e) Taking charge and coordinating with the single wholesaling Units to calculate the planned output, yearly contract output and allocate the annual contract output to the months in a year of the electricity generating Units directly doing transaction.

2. The electricity system and market operating Unit shall use the electricity market simulation model to calculate the contents specified under Points a, b, c, d and dd, Clause 1 of this Article. The input parameters used in the market simulation of the thermoelectric sets are variable cost of the generating set and are specified in Clause 3 of this Article. The hydrological features and specifications of hydropower plants.

3. The variable cost of the thermoelectric set is determined as follows :

a) Where the value of heat rate is determined, the variable cost of generating set is determined as follows:

In which:

VC: Variable cost of thermoelectric set (dong/kWh);

...

HR: Heat rate of thermoelectric set (BTU/kWh or kCal/kWh);

- Fuel price (P_NL) is the Estimated fuel price for year N provided by the single wholesaling Units for the electricity system and market operating Unit.

The fuel price of year N is the fuel price announced by the competent authorities for year N or in the long-term primary fuel sale contract. Where there are both two prices mentioned above, the fuel price announced by the competent authorities for year N is used. Where there is no both two prices mentioned above, the fuel price of year N is calculated by the average of actual fuel price used for payment of the last 12 months before the time of operational planning for year N;

- The heat rate of thermoelectric set (HR) is determined by the heat rate agreed in the contract or in dossier of negotiation of electricity sale contract provided by the single wholesaling Units and adjusted by the coefficient of performance degradation. Where the heat rate in the contract is the average heat rate of life of contract, it is not necessary to adjust it as per the coefficient of performance degradation. If in the contract or in dossier of negotiation of electricity sale contract, there is only a characteristic curve of capacity loss at the load levels, the heat rate of the generating sets is determined at the load level corresponding to the average power output generated in many years of the power plant specified in the electricity sale contract.

Where the thermoelectric set has no data of heat rate in the contract or in dossier of negotiation of electricity sale contract, the heat rate of such power plant is determined by the heat rate of standard power plant of the same group with the technology of electrical generation and installed capacity. The electricity system and market operating Unit calculates the heat rate of standard power plant.

- The coefficient of performance degradation of the thermoelectric set is determined by the heat rate in the contract or in dossier of negotiation of electricity sale contract provided by the single wholesaling Units .

Where the thermal power plant has no data of coefficient of performance degradation in the contract or in dossier of negotiation of electricity sale contract, apply the coefficient of performance degradation of standard power plant of the same group with such power plant which the electricity system and market operating Unit has determined;

- Coefficient of additional cost (f) of the thermoelectric set which the single wholesaling Units has determined and and provided for the electricity system and market operating Unit based on the data in the electricity sale contract or dossier of negotiation of electricity sale contract. Where the coefficient of additional cost of the thermoelectric set is not included in the contract or dossier of negotiation of electricity sale contract, the the coefficient of additional cost of such thermoelectric set is determined according to the Regulation on method of setting of price of electrical generation; order and procedures for verifying the electricity sale contract which the Ministry of Industry and Trade has issued;

b) Where there is no data of heat rate in the contract or in dossier of negotiation of electricity sale contract and no standard power plant of the same group, the variable cost of the generating set is determined by the variable price in the contract with update of factors affectin the variable price of year N by the method agreed in the contract.

...

5. Where the price of coal and gas for electrical generation changes largely compared with the time of approving the operational plan for next year, the Electricity Regulatory Authority shall review and request the electricity system and market operating Unit to update the data and re-calculate the operational plan for the remaining months in the year and submit to the Vietname Electricity for appraisal and to the Electricity Regulatory Authority for approval.

Article 18. Classification of power plant

1. The power plants in the electricity market is classified as follows:

a) Multi-objective strategic hydropower plants;

b) Group of ladder hydropower plants;

c) Group of hydropower plants having reservoir with regulation capability of more than 01 week;

d) Group of hydropower plants having reservoir with regulation capability from 02 days to 01 week;

dd) Group of hydropower plants having reservoir with regulation capability of less than 01 week;

2. Every year, the electricity system and market operating Unit must update the list of hydropower plants specified in Clause 1 of this Article.

...

Article 19. Load forecasting for the operational planning for next year

The electricity system and market operating Unit must forecast the load for the operational planning for next year by the method specified in the Regulation on power transmission system issued by the Ministry of Industry and Trade. The data of load forecasting for the planning of operation for next year include:

1. The total demand for load of national electricity system and load of the North, Central and South for the entire year and each month in a year.

2. The load chart of typical days of the North, Central and South and the whole of national electricity system of months in a year.

3. Maximum and minimum capacity of load of national electricity system in each month.

Article 20. Auxiliary services for operational plan for next year

1. The electricity system and market operating Unit must determine the demand for auxiliary services for next year under the provisions in the Regulation on power transmission system issued by the Ministry of Industry and Trade.

2. The electricity system and market operating Unit must choose the power plant to provide the auxiliary services. The power plant chosen shall provide the auxiliary services and be paid as stipulated by the Ministry of Industry and Trade.

Article 21. Classification of generating set with base load for next year, intermediate load and peak load

...

2. The electricity system and market operating Unit shall use the electricity market simulation model to determine the annual average load factor of generating sets.

3. Based on the annual average load factor from the simulation result, the generating sets are classified into 03 (three) groups as follows:

a) Group of generating set with base load includes the generating set with annual average load factor greater or equal to 60%;

b) Group of generating set with intermediate load includes the generating set with annual average load factor greater than 25% and less than 60%;

c) Group of generating set with peak load includes the generating set with annual average load factor less than or equal to 25%;

Article 22. Determining the limit of offered price of generating set

1. In case of determination of value of heat rate:

a) The price ceiling of quotation of thermoelectric set is determined by the following formula:

...

: Price ceiling of quotation of thermoelectric set (dong/kWh);

f: Coefficient of additional cost is calculated by the percentage of total start cost, fuel-secondary material cost and variable maintenance and operation cost for generation compared with main material cost;

K_DC: Adjustment coefficient of price ceiling as per the classification result of thermoelectric set. For the thermoelectric set with base load K_DC = 2%; thermoelectric set with intermediate load K_DC = 5%; K_DC = 5%; the thermoelectric set with peak load K_DC = 20%.

P_NL: Price of main fuel of thermoelectric set (dong/kCal or dong/BTU);

HR: Heat rate at the average load of thermoelectric set (BTU/kWh or kCal/kWh);

b) The parameters on coefficient of additional cost (f), fuel price (P_NL) and heat rate (HR) of the thermoelectric set are determined as stipulated under Point a, Clause 3, Article 17 of this Circular.

2. Where there is no data of heat rate in the contract or dossier of dossier of negotiation of electricity sale contract and there is no standard power plant of the same group :

a) The price ceiling of quotation of thermoelectric set is determined by the following formula:

...

: Price ceiling of thermoelectric set (dong/kWh);

: Variable price for year N under the electricity sale contract for difference of the power plant (dong/kWh).

b) Variable price used to calculate the price ceiling is the estimated variable price for year N provided by the single wholesaling Units for the electricity system and market operating Unit.

3. Price floor of thermoelectric sets specified in Clause 3, Article 10 of this Circular.

4. The electricity system and market operating Unit must announce the approved limit of price offering of thermoelectric sets according to the electricity market operation schedule specified in Annex 1 of this Circular.

Article 23. Determining the market price ceiling

1. The electricity system and market operating Unit shall calculate the plans of market price ceiling, including at least 03 (three) plans.

2. The market price ceiling for year N is determined by the principle:

...

b) No greater than 115% of price ceiling of highest quotation in thermoelectric sets with base load or intermediate load with direct offered price in the electricity market;

Article 24. Choosing the best new power plant

1. The best new power plant for year N is the power plant participating in the electricity market and meeting the following criteria:

a) Beginning commercial operation and generating power with the whole installed capacity in year N-1;

b) Being power plant with base load, classified by the criteria specified in Clause 3, Article 21 of this Circular;

c) Using thermal coal technology or combined cycle gas turbine technology;

d) Having the average cost of full electric generation for 01 kWh as the lowest cost.

2. The single wholesaling Units shall make a list of power plants which meet the criteria under Point a and c, Clause 1 of this Article and provide data of electricity sale contract of such power plants to the electricity system and market operating Unit to determine the best new power plant. The data include:

a) Variable price for year N;

...

c) Agreed power output for calculation of contract price

3. Where there is no power plant meeting the criteria specified under Point a, b and c, Clause 1 of this Article, the electricity system and market operating Unit shall use the list of new plants chosen for year N-1 and request the single wholesaling Units to update and re-provide data specified in Clause 2 of this Article for calculating and choosing the best new power plant for year N.

4. The electricity system and market operating Unit shall calculate the average cost of full electric generation for 01 kWh for the power plants which have met the criteria specified under Point a, b and c, Clause 1 of this Article by the following formula:

: Average cost of full electric generation for 01 kWh in year N of the power plant (dong/kWh);

: Fixed price for year N under the electricity sale contract for difference of the power plant(dong/kWh);

: Variable price for year N under the electricity sale contract for difference of the power plant(dong/kWh);

: Agreed power output to calculate contract price for year N of power plant (kWh);

: Estimated power output in year N of the power plant determined from the electricity market simulation model by the method of constrained scheduling (kWh).

...

Article 25. Principles to determine the market capacity price

1. Ensuring the best new power plant shall recover adequate cost of electric generation upon participation in electricity market.

2. Not applying the market capacity price for night off-peak hours, in which the night off-peak hours are the hours from 00:00 AM to 04:00 AM and from 22:00 PM to 24:00 PM.

3. The market capacity price is proportional to the forecast load of the national electricity system for transaction cycle.

Article 26. Order of determining the market capacity price

The electricity system and market operating Unit shall determine the market capacity in the following order:

1. Determining the annual Deficient cost of the best new power plant

a) Determining the Estimated revenue in the market of the best new power plant in year N by the following formula:

...

R_TTĐ: Estimated revenue from the market power price of the best new power plant in year N(dong);

i: Transaction cycle i in year N;

I: Total transaction cycles in year N;

SMP_i: Estimated price of market power of transaction cycle i in year N determined from the electricity market simulation model by the method of unconstrained scheduling (dong/kWh);

: Estimated output at metering location of the best new power plant at the transaction cycle i in year N determined from the electricity market simulation model by the method of constrained scheduling (kWh);

: .

b) Determinig the total annual cost of electric generation of the best new power plant by the following formula:

In which:

...

P_BNE: Average cost of full electric generation for 01 kWh of the best new power plant determined in Clause 4, Article 24 of this Circular (dong/kWh);

: Estimated output at the metering location of the best new power plant at the transaction cycle i in year N determined from the electricity market simulation model by the method of constrained scheduling;

i: Transaction cycle i in year N;

I: Total transaction cycles in year N.

c) Annual Deficient cost of the best new power plant determined by the following method:

In which:

AS: Deficient cost of the best new power plant in year N (dong);

TC_BNE: Total annual cost of electric generation of the best new power plant in year N determined under Point b of this Clause (dong);

...

d) In case of calculing the annual Deficient cost with negative value by the plan of lowest market price ceiling, the electricity system and market operating Unit shall report to the Electricity Regulatory Authority to choose the next best new power plant in the list of new power plants specified in Article 24 of this Circular and re-calculate or review the list of power plants participating in the electricity market to determine the price ceiling rationally.

2. Determining the monthly Deficient cost

Deficient cost of the best new power plant is determined by allocating the yearly Deficient cost into the month in year N by the following formula:

In which:

t: Month t in year N;

MS: Deficient cost of month t of the best new power plant (dong);

AS: Yearly Deficient cost of the best new power plant in year N (dong);

: Peak load capacity in month t (MW).

...

a) Determining the average available capacity in a year 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, except for night off-peak hours;

i: Transaction cycle in which the best new power plant is estimated to be mobilized, except for night off-peak hours;

: Estimated mobilized capacity of the best new power plant in transaction cycle i of year N as per the electricity market simulation model by the method of constrained scheduling converted to the metering location (kW).

b) Determing the market capacity price for each transaction cycle in the next year by the following formula:

...

I: Total transaction cycles in month t, except for night off-peak hours;

i: Transaction cycle i in month t, except for night off-peak hours;

: Price of market capacity of transaction cycle i (dong/kW);

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);

: Load of forecasting system of transaction cycle i as per the load chart of forecastin typical day of month t is specified in Article 19 of this Circular (MW);

: Minimum load of forecasting system for month t (MW).

Article 27. Determining the total yearly contract output

The total yearly contract output of the power plant is determined by the following steps:

...

2. Calculating the total yearly planned output of the power plant by the following formula:

In which:

: Total planned output of year N of the power plant (kWh);

: Estimated output of year N of the power plant determined from the plan for operation of electric system for the next year converted to the metering location (kWh);

GO: Average power output generated in many years of the power plant specified in the electricity sale contract (kWh);

a, b: Adjustment coefficient of yearly output is determined according to the Regulation on method for price preparation, order and procedures for verification of electricity sale contract which the Ministry of Industry and Trade has issued.

...

In which:

Q_c: Total contract output of year N (kWh);

: Planned output of year N of the power plant (kWh);

: Output percentage paid at contract price applicable to year N (%). This output percentage is specified in Clause 5 of this Circular.

Article 28. Determining monthly contract output

The monthly contract output of thermal power plant and hydroelectric plant having reservoir with regulation capability of more than 01 week is determined during the the operational planning of electricity market for next year, including the following steps:

1. Using the electricity market simulation model specified in Clause 2, Article 17 of this Circular by the method of constrained scheduling to determine the estimated output of each month of power plant.

2. Determining the monthly contract output by the following formula:

...

In which:

: Contract output of month t of power plant (kWh);

Q_c: Total yearly output of power plant (kWh);

: Estimated output in month t of power plant determined from the electricity market simulation model by the method of constrained scheduling (kWh).

Article 29. Responsibility to determine and sign the output of yearly and monthly contract

1. The electricity system and market operating Unit is responsible for:

a) Calculating the output of yearly and monthly contract of the electricity generating Units as stipulated in Article 27 and 28 of this Circular;

b) Sending the calculation result of yearly and monthly contract to the single wholesaling Units and the electricity generating Units directly doing transaction for verification bedore 15 November of each year.

2. The single wholesaling Units are responsible for:

...

b) Verifying and coordinating with the electricity system and market operating Unit to handle the discrepancies in the calculation result of yearly and monthly contract;

c) Supplementing appendix and amendments of contract appendix on output of yearly and monthly contract into the electricity sale contract for difference as per the calculation result.

3. The electricity generating Units directly doing transaction are responsible for:

a) Providing data for the electricity system and market operating Unit and the single wholesaling Units to calculate the output of yearly and monthly contract;

b) Verifying and coordinating with the electricity system and market operating Unit to handle the discrepancies in the calculation result of yearly and monthly contract;

c) Supplementing appendix and amendments of contract appendix on output of yearly and monthly contract into the electricity sale contract for difference as per the calculation result.

Article 30. Determining the estimated average electrical generation price for year N

1. The electricity system and market operating Unit shall calculate the estimated average electrical generation price for year N and the extent of change of estimated average electrical generation price compared with year N-1.

2. The yearly average electrical generation price for year N:

...

In which:

j: Power plant j of the single electricity generating Units directly doing transaction;

J: Total power plants of electricity generating Units directly doing transaction;

P_PDTB: Average electrical generation price of the entire system (dong/kWh);

: Average full market price of year N specified in Clause 4 of this Article (dong/kWh);

: Total power output in year N of the entire system (kWh);

: Total power output in year N of the electricity generating Units directly doing transaction (kWh);

: Total power output in the electricity sale contract for difference in year N of the power plant j (kWh);

: Price of electricity sale contract for difference in year N of power plant j (kWh);

...

: Total cost of power purchase from the multi-objective strategic hydropower plants (dong);

C_DVPT: Total cost of auxiliary services in year N (dong).

3. The electricity system and market operating Unit shall gather information on the costs of BOT power plants, the multi-objective strategic hydropower plants and the power plants providing the auxiliary services from the Vietnam Electricty to calculate the yearly average electrical generation price as stipulated in Clause 2 of this Article.

4. The average full market price is determined by the following formular:

In which:

i: Transaction cycle i in year N;

I: Total transaction cycle in year N;

: Average full market price of year N (dong/kWh);

...

: Estimated price of market power of transaction cycle i determined from the unconstrained electricity market simulation model (dong/kWh);

: Price of market capacity of transaction cycle i (dong/kW).

Article 31. Publicizing the plan for operation of electricity market for next year

1. After the plan for operation of electricity market for next year is approved under the provisions in Article 17 of this Circular, the electricity system and market operating Unit shall announce on its website the information on the input data and the results of operational plan of electricity market for next year to the members of electricity market.

2. The information on the plan for operation of electricity market for next year is announced, including:

a) - Giá điện năng thị trường dự kiến Estimated market power price;

- Result of selection of best new power plant;

- Hourly price of market capacity;

- Price ceiling of market power price;

...

- Yearly contract output and output allocated into months of power plants.

b) Input parameters for calculating the plan for yearly operation of electricity market:

- Forecast load of the North, Central and South and for the entire national electricity system;

- Hydroelectrical data of reservoirs used for calculating and simulating the electricity market;

- Progress to put new power plants into operation;

- Technical parameters about transmission grid;

- Chart of estimated electricity import and export;

- Yearly maintenance and repair schedule of power plants, transmission grid and major gas supply sources.

3. The information on the plan for operation of electricity market for next year is only provided for the electricity generating units directly doing transaction owning the power plants directly related to such information, including :

...

b) Water value of hydropower plant;

c) Data about variable price of thermal power plant are used in simulation calculation.

Section 2: OPERATIONAL PLAN FOR NEXT MONTH

Article 32. Forecast load for operational plan for next month

The electricity system and market operating Unit shall forecast the load for operational plan for next month by the method specified in Regulation on power transmission system issued by the Ministry of Industry and Trade. The data of forecast load for operation plan for next month include:

1. The total demand for load of national electricity system and load of the North, Central and South for the entire year and each week in a month.

2. The load chart of typical days of the North, Central and South and the whole of national electricity system of weeks in a month.

Article 33. Calculating water value

The electricity system and market operating Unit shall calculate the water value for weeks in next month. The result of calculation of water value shall be used for operational plan for next month, including

...

2. Water value of hydropower plant in the groups of ladder hydropower plants.

3. Water value of hydropower plants having reservoir with regulation capability of more than 01 week.

4. Optial water level of each week in a month of hydropower plants having reservoir with regulation capability of more than 01 week.

Article 34. Classifying the generating set with base, intermediate and peak load

1. The electricity system and market operating Unit shall classify generating set with base, intermediate and peak load in next month according to the Procedures for classifying the generating set and calculate the price ceiling of monthly quotation of thermoelectric power plants issued by the Electricity Regulatory Authority.

2. The electricity system and market operating Unit shall use the market simulation model to determine the monthly average load factor of generating sets in next month.

3. Based on the monthly average load factor from the simulation result, the generating sets are classified into following 03 (three) groups:

a) Group of generating sets with base load includes the generating Units with average load factor greater or equal to 70%;

b) Group of generating sets with intermediate load includes the generating Units with average load factor greater than 25% and less than 70%;

...

Article 35. Adjusting the price ceiling of quotation of thermolelectric set

1. The electricity system and market operating Unit shall calculate and adjust the price ceiling of quotation of thermolelectric sets in next month by the method specified in d 22 of this Circular base on:

a) Fuel price of next month in case the price ceiling of quotation is specified in Clause 1, Article 22 of this Circular.

The fuel price of next month is the fuel price announced by the competent authorities and applied for next month. In case there is data of fuel price announced by the competent authorities, the fuel price of next month is the one as per the payment documents of the last month before the time to set up the plan for next month. The single wholesaling Units shall update information on fuel price of thermal power plants in next month and provide it for the electricity system and market operating Unit and notify the electricity generating Units.

b) The variable price of thermal power plants in case the price ceiling of quotation is specified in Clause 2, Article 22 of this Circular.

The single wholesaling Units shall update the changes of variable price of thermal power plants and provide them for the electricity system and market operating Unit;

c) The result of classification of thermoelectric set for next month as stipulated in Article 34 of this Circular.

2. The electricity system and market operating Unit shall announce the price ceiling of quotation of thermoelectric set in next month according to the electricity market operation schedule specified in Annex 1 of this Circular.

Article 36. Adjusting the monthly contract output

...

In case the plant whose maintenance and repair schedule is changed in months at the end of year, the Qc output corresponding to the repair time of this month to the following year.

2. Where the actual hydrological situation of hydropower plant is so different compared with the hydrological forecast applied in calculating and planning the yearly operation, the power plants shall coordinate and make confirmation with the electricity system and market operating Unit and the single wholesaling Units and make report to the Electricity Regulatory Authority for review and adjustment for next month.

Article 37. Determining the hourly contract output

The electricity system and market operating Unit shall determine the hourly contract output in next month for the power plant as per the following steps:

1. Using the market simulation model as stipulated in Clause 2, Article 17 of this Circular to determine the estimated hourly output in a month of the power plant by the method of constrained scheduling

2. Determining the hourly contract output by the following formula:

In which:

i: i^th transaction cycle in a month;

...

: Contract output of power plant in transaction cycle i(kWh);

: Output with estimated generation of power plant in transaction cycle i determined from the electricity market simulation model by the method of constrained scheduling (kWh). ;

: Monthly contract output of the power plant is determined under the provisions of Article 28 of this Circular (kWh).

3. Where the contract output of the power plant in transaction cycle i is greater than the greatest generated output of the power plant, the contract output in such transaction cycle shall be adjusted by the greatest generated output of the power plant.

4. Where the contract output of thermal power plant in transaction cycle i is greater than 0 MW and less than the lowest stable generated capacity (Pmin) of the power plant, the contract output in such transaction cycle shall be adjusted by the lowest stable generated capacity of the power plant. The lowest stable generated capacity (Pmin) of the power plant is determined by the lowest stable generated capacity of 01 (one) generating set of the power plant with mobilized scheduling in the electricity market simulation model of such cycle.

Where the contract output of hydropower plants is less than the lowest stable generated capacity, it can be adjusted by 0 MW or equal to the lowest stable generated capacity.

5. The electricity system and market operating Unit shall allocate the differential total output due to the adjustment of hourly contract output under the provisions in Clause 3 and 4 of this Article at other hours in a month on the principle of ensuring the monthly contract output remains unchanged and complying with the provisions in the Procedures for operational plan for next week, month and year which the Electricity Regulatory Authority issues.

6. The electricity system and market operating Unit shall send the result of calculation of hourly contract output in a month to the single wholesaling Units and the electricity generating Units directly doing transaction as per the electricity market operation schedule specified in Annex 1 of this Circular.

7. The single wholesaling Units and the electricity generating Units directly doing transaction shall sign for confirmation of monthly contract output adjusted according to Article 36 of this Circular and the hourly contract output as per the result of calculation of the electricity system and market operating Unit.

...

Article 38. Water value for next week

1. The electricity system and market operating Unit shall update the forecast load data, hydrological data and relevant data to calculate the water value for next week.

2. The electricity system and market operating Unit shall update information and re-calculate the water value for next week and announce the following results:

a) Water value and hourly estimated output of multi-objective strategic hydropower plants;

b) Water value of groups of ladder hydropower plants and hydropower plants having reservoir with regulation capability of more than 1 week;

c) Hourly estimated output of hydropower plants having reservoir with regulation capability of less than 2 days;

d) Weekly limited water level of reservoirs with regulation capability of more than 01 week under the provisions in the Procedures for short and medium-term assessment of electricity system security issued by the Electricity Regulatory Authority on the implementation of Regulation on power transmission system issued by the Ministry of Industry and Trade.

Article 39. Determining the contract output of hydropower plants having reservoir with regulation capability from 02 to 01 week

1. The electricity system and market operating Unit shall calculate and announce the weekly contract output and allocate it to each transaction cycle in a week of the hydropower plants having reservoir with regulation capability from 02 days to 01 week under the provisions in the Procedures for operational plan for next week, month and year which the Electricity Regulatory Authority issues.

...

Article 40. Limit of offered price of hydropower plant

1. The limit of offered price of hydropower plant having reservoir with regulation capability of more than 01 week is determined based on the water value for next week of such power plant is announced under the provisions in Clause 2, Article 28 of this Circular, specifically as follows:

a) Price floor of quotation is equal to 0 dong/kWh ;

b) Price ceiling of quotation is equal to the highest value of:

- Water value of such power plant;

- Average price of price ceilings of quotation of thermoelectric sets participating in the electricity market in the monthly operational plan;

c) Every month, the electricity system and market operating Unit shall announce the average price of the price ceilings of quotation of thermoelectric sets for next month for hydropower plants having the same schedule of announcing price ceiling of quotation of thermoelectric sets in next month.

2. The limit of offered price of of thermal power plant having reservoir with regulation capacity from 02 days to 01 week is determined as follows:

a) Price floor of quotation is equal to 0 dong//kWh;

...

- Highest water level of hydropower plants participating in electricity market;

- Average price of price ceiling of quotation of thermal power plants participating in electricity market;

c) Every week, the electricity system and market operating Unit shall announce the highest water value of hydropower plants participating in electricity market next week for the hydropower plants having reservoir with regulation capability from 02 days to 01 week.

3. Where the reservoir of hydropower plant violates the weekly limited water level, the price ceiling of quotation of such hydropower plant is applied to the next week is equal to the variable cost of the most expensive diesel oil-operated thermoelectric set in the electricity system. When ensuring no violation of weekly limited water level, the plant shall continue to apply the price ceiling under the provisions in Clause 1 or 2 of this Article from the Tuesday. Every month, the electricity system and market operating Unit shall announce the price of the most expensive diesel oil-operated thermoelectric set in the electricity system.

4. Where the hydropower plant is located in the region with power backup lower than 5% announced according to the Procedures for short and medium-term assessment of electricity system security issued by the Electricity Regulatory Authority guiding the implementation of Regulation on power transmission system issued by the Ministry of Industry and Trade, the price ceiling of quotation of hydropower plants in this region of assessment week is equal to the variable cost of the most expensive diesel oil-operated thermoelectric set in the electricity system. When the power backup of region is equal to or higher than 5% , the plants in such region shall continue to apply the weekly price ceiling under the provisions in Clause 1 and 2 of this Article.

5. The hydropower plants participating in electricity market shall offer price must meet the following requirements:

a) Complying the provisions on price ceiling of quotation and price floor of quotation in Clause 1, 2, 3 and 4 of this Article;

b) Constrained requirements on need of use of downstream water and other hydrological constraints.

Chapter V

...

Section: OPERATION OF ELECTRICITY MARKET FOR NEXT DAY

Article 41. Information for operation of electricity market for next day

Before 10:00 am of day D-1, The electricity system and market operating Unit shall determine, calculate and announce the following information:

1. Chart of load forecasting of day D of the entire national electricity system and the North, Central and South.

2. Estimated output in each transaction cycle of next day of multi-objective strategic hydropower plants, BOT power plants and other power plants not directly offering price in the electricity market.

3. Total estimated gas output of next day of gas thermal power plants using the same gas source.

4. Estimated imported and exported power output in each transaction cycle of day D.

5. The results of assessment of short-term system security for day D as per the provisions in the Regulation on power transmission system issued by the Ministry of Industry and Trade.

6. Estimated output of hydropower plants having reservoir with regulation capability of less than 02 days in each transaction cycle of next day.

...

Article 42. Price quotation

1. The price quotation is specified in Annex 3 of this Circular and must comply with the following principles:

a) Having a maximum of 05 (five) pairs of offered price (dong/kWh) and capacity (MW) for the set for each transaction cycle of day D ;

b) Capacity in the price quotation is the capacity at the terminal of generator;

c) Offered capacity of succeeding price band must be lower than the capacity of preceding price band. The minimum offering step is 03 (three) MW;

d) Having information on the technical parameters of the set, including:

- The announced capacity of the set for day D;

- The lowest stable generated capacity of the set;

- The speed of increase and decrease of maxium capacity of the set;

...

dd) The announced capacity of the set in the quotation of day D is not lower than the announced capacity in day D-2 under the Procedures for short and medium-term assessment of electricity system security issued by the Electricity Regulatory Authority on the implementation of Regulation on power transmission system issued by the Ministry of Industry and Trade except for case of stop of set for unplanned repair (which must be approved) or unforeseen technical incidents. The plant shall update the announced capacity upon decrease in available capacity;

e) In normal condition, the first price capacity band in the quotation of thermoelectric sets must be equal to the lowest stable generated capacity of the set. The last price capacity band must be equal to the announced capacity. For thermal power plants which may update the hourly quotation with capacity lower than the lowest stable generated capacity during the start and stop of set.

g) Hydropower plants may offer the first capacity bands in each hour by 0 (zero) MW. For hydropower plants with regulation capability over 02 days, the last price capacity band must be equal to the announced capacity;

h) Unit of offered price is dong/kWh with the smallest decimal as 0.1;

i) Offered price is between the price floor and price ceiling of the set and shall not decrease in the direction of increase of offered capacity.

2. Modification of price quotation

a) The price offering Units may modify and submit the price quotation for next day or for the remaining transaction cycles in day D to the electricity system and market operating Unit at least 45 minutes before transaction cycle with modified price quotation;

b) The modified price quotation whose offered price must not be changed compared with the price quotation for next day of such price offering Units;

c) The modified price quotation whose capacity must not be changed at capacity levels lower than or equal to the announced capacity for next hour except in case of violation of technical requirements of price quotation;

...

dd) The electricity system and market operating Unit shall check the validity of the modified price quotations and use them as the scheduling price quotation for mobilization scheduling of next hour and calculation of electricity market price.

Article 43. Price offer of group of ladder hydropower plants

1. The group of ladder hydropower plants shall offer price as per a price quotation for the whole group and comply with the limit of offered price specified in Article 40 of this Circular.

2. The power plants in the group of ladder hydropower plants shall agree and uniformly appoint the representative price offering Units. Such Units shall submit the written registration together with the written agreement between power plants in the group to the electricity system and market operating Unit.

3. Where the representative price offering Unit is not registered for the group of ladder hydropower plants, the electricity system and market operating Unit shall announce the mobilization chart to the plants of such group based on the result of calculation of water value of such group.

4. The representative price offering Unit must comply with regulations on price offering for all power plants in the group of ladder hydropower plants.

5. Where the hydropower plant in the group of ladder hydropower plants proposes self price offering, based on such proposal and the optimal constraints of water use of the entire group, the Electricity Regulatory Authority shall consider and decide the price offering of such hydropower plant.

6. The water value of group of ladder hydropower plants is the water value of the largest reservoir in such group. The electricity system and market operating Unit shall determine the reservoir used to calculate the water value for the group of ladder hydropower plants together with classification of hydropower plants specified in Article 18 of this Circular.

7. Where there is multi-objective strategic hydropower plant in the group of ladder hydropower plants:

...

b) When the announced output of multi-objective strategic hydropower plant in the group is adjusted under the provisions in Article 54 of this Circular, the electricity system and market operating Unit must adjust the announced output of hydropower plants in the lower ladder accordingly.

Article 44. Price offer of other hydropower plants

1. The other hydropower plants having reservoirs with regulation capability from 02 days or more make their price offer in the market and comply with the limit of offered price specified in Article 40 of this Circular.

2. The other hydropower plants having reservoirs with regulation capability of less than 02 days must submit the price quotation of day D to the electricity system and market operating Unit. The quotation of such plants is specified as follows:

a) The offered price is 0 dong/kWh for all price bands;

b) The offered capacity is equal to the estimated generation capacity of generating set in the transaction cycle.

Article 45. Submission of price quotation

1. Before 11:30 am of day D-1, the price offering Units must submit the price quotation of day D.

2. The price offering Units shall submit their price quotation through the market information system. In case of failure to use the market information system due to incidents, the price offering price shall reach an agreement with the electricity system and market operating Unit on other modes for submission of price quotation in the priority order as follows:

...

b) By fax to the number specified by the electricity system and market operating Unit;

c) Submitting the quotation directly at the head office of the electricity system and market operating Unit.

Article 46. Checking the validity of price quotation

1. Before 11:00 of day D-1, the electricity system and market operating Unit shall check the validity of the price quotation which it has received from the price offering Units under the provisions of Article 42 of this Circular. Where the price offering Unit sends many price quotations, only the last one shall be reviewed.

2. Where the price quotation is not valid, the electricity system and market operating Unit shall inform the Units submitting such price quotation and request such Units to re-submit the last price quotation before the end time of price offering.

3. After receiving the notification from the electricity system and market operating Unit of the invalid price quotation, the price offering Units shall modify and re-submit the price quotation before the end time of price offering.

Article 47. Scheduling price quotation

1. After the end time of price offering, the electricity system and market operating Unit shall check the validity of the last price quotation it has received under the provisions in Article 42 of this Circular. The last valid price quotation shall be used as the scheduling price quotation for mobilization scheduling for next day.

2. Where the electricity system and market operating Unit does not receive the price quotation or the last price quotation of the price offering Unit is not valid, the electricity system and market operating Unit shall use the default price quotation of such electricity generating Units as the scheduling price quotation.

...

a) For thermal power plants, the default price quotation is the last valid price quotation. In case the last valid price quotation is not consistent with the actual state of operation of the set, the default price quotation is the one corresponding to the present state and fuel used in the set of default price quotation applied to such month of the set. The price offering Units shall prepare the set of default price quotation applied to next month of the thermoelectric set corresponding to the state of operation and fuel of the set and submit it to the electricity system and market operating Unit before the 25^th date of each month.

b) For the hydropower plants and group of ladder hydropower plants, the default price quotation is the quotation with offered price equal to the corresponding price ceiling of the hydropower plant specifed in Article 40 of this Circular.

Article 48. Data used for mobilization scheduling for next day

The electricity system and market operating Unit must use the following data to set up the mobilization scheduling for next day:

1. Daily load chart of the entire national electricity system and each region of the North, Central and South

2. Scheduling price quotations of price offering Units

3. Estimated output in each transaction cycle of next day of power plants specified in Clause 2, Article 41, Clause 7, Article 43 and Point b, Clause 2, Article 44 of this Circular.

4. Imported and exported power output specified in Article 62 and 63 of this Circular.

5. Capacity of generating sets of power plants providing the auxiliary services.

...

7. Schedule of maintenance and repair of transmission grid and generating sets which the electricity system and market operating Unit has approved.

8. Testing schedule of generating set.

9. Mobilization chart of power plants whose right to participate in the electricity market is suspended under the provisions of Clause 3, Article 8 of this Circular.

10. The results of assessment of short-term system security for day D under the provisions in the Regulation on power transmission system issued by the Ministry of Industry and Trade.

11. Updated information about the availability of the transmission grid and the generating sets from the SCADA system or provided by the electricity transmitting Units or electricity generating Units.

Article 49. Mobilization scheduling for next day

The electricity system and market operating Unit shall set up the mobilization scheduling for next day. The schedule for next day includes:

1. Unconstrained mobilization schedule, including:

a) Estimated price of market power in each transaction cycle of next day;

...

2. Constrained mobilization schedule, including:

a) Estimated mobilization chart of each set in each transaction cycle of next day, marginal price of each region in each transaction cycle of next day.

b) Estimated schedule of stop, start and state of grid connection of each set in next day;

c) Estimated mode of operation and wiring diagram of electricity system in each transaction cycle of next day.

d) Warning information (if any).

3. Setup of mobilization schedule in case of excessive capacity

The electricity system and market operating Unit shall calculate the reduction in capacity towards the lowest stable generated capacity or stop and change of restarting time of generating sets in case of excessive capacity under the following principles:

a) Reduction in capacity of generating sets with price of electricity sale contract in the order from high to low;

b) Stop of generating sets with price of electricity sale contract (Pc) in the order from high to low;

...

d) Upon restart in the order of generating sets having price of electricity sale contract (Pc) in the order from low to high;

dd) Calculation of stopping time of generating sets to meet the requirements of the system and limit of up and down operation of generating sets with multi times.

Article 50. Announcement of mobilization schedule for next day

Before 16:00 pm everyday, the electricity system and market operating Unit shall announce information in mobilization schedule for next day, specifically as follows:

1. Estimated mobilization capacity includes the spinning backup capacity and frequency modulation of generating sets in each transaction cycle of next day. The marginal price of each region in each transaction cycle of next day.

2. Estimated market power price for each transaction cycle of next day.

3. List of generating sets expected to increasingly or decreasingly generate capacity in each transaction cycle of next day.

4. Information on warning of shortage of capacity in next day (if any), including:

a) Estimated transaction cycles with shortage of capacity;

...

c) Violation of constraints of system security

5. Information on warning of excessive capacity (if any) in next day, including:

a) Estimated transaction cycles with excessive capacity;

b) Generating sets whose electricity generation is expected to be stopped.

Article 51. Grid connection of generating set

1. For slowly-started generating set, the electricity generating Units shall prepare everything for grid connection of such generating set as per the mobilization schedule for next day which the electricity system and market operating Unit has announced. Where the start time of generating set is greater than 24 hours, the electricity generating Units shall connect the grid of such generating set based on the results of assessment of short-term system security which the electricity system and market operating Unit has announced.

2. For the generating set without slow start, the electricity generating Units shall prepare everything for grid connection of such generating set as per the mobilization schedule for next day which the electricity system and market operating Unit has announced.

3. During the grid connection of thermoelectric sets, the electricity generating Units shall update the hourly capacity into the hourly quotation 60 minutes in advance before transaction cycle for the operation and calculation of payment.

Article 52. Handling in case of warning of capacity shortage

...

2. The electricity system and market operating Unit shall use the quotation of increased capacity as the scheduling quotation for mobilization scheduling for next hour and calculation of electricity market price.

Section 2: OPERATION OF ELECTRICITY MARKET FOR NEXT HOUR

Article 53. Data of mobilization scheduling for next hour

The electricity system and market operating Unit shall use the following data for mobilization scheduling for next hour

1. The load chart of entire national electricity system and the North, Central and South forecasting the next 3 hours and 03 following hours.

2. The grid connection plan of slowly-started generating sets as per the announced mobilization schedule for next day.

3. The scheduling quotations of the price offering Units with updating of hourly quotation of slowly-started generating sets during grid connection, hourly quotation of generating sets during the stop of generating set due to incident or reduced capacity due to unforeseen technical incident, the hourly quotation of generating sets announcing the increased capacity in case of current source shortage of electricity system. The Units may update the hourly quotation at least 45 minutes prior to transaction cycle.

4. Announced output of multi-objective strategic hydropower plant.

5. Spinning backup capacity and frequency modulation, quick start backup, cod backup and operation to be generated due to the constrained security of electricity system for next hour.

...

7. Other constraints of system security.

8. Testing schedule of generating set.

9. Capacity announced as per the mobilization schedule for next day of power plants which do not offer price directly in the electricity market.

10. Imported power output .

Article 54. Adjustment of announced output of multi-objective strategic hydropower plant

1. Before mobilization scheduling for next hour, the electricity system and market operating Unit may adjust the hourly output of the multi-objective strategic hydropower plant announced under the provisions in Clause 2, Article 41 of this Circular in the following cases:

a) Unexpected changes in hydrology;

b) Warning of capacity shortage as per the mobilization schedule for next day;

c) Decision of competent state authorities on regulation of reservoir of multi-objective strategic hydropower plant for the purpose of flood control and irrigation.

...

Article 55. Mobilization scheduling for next hour

1. The electricity system and market operating Unit shall set up the mobilization schedule for next hour for generating sets by the method of constrained and unconstrained scheduling.

2. Mobilization scheduling for next hour in case of capacity shortage

a) The electricity system and market operating Unit sets up the mobilization schedule of generating sets in the order as follows:

- As per the scheduling price quotation;

- Multi-objective strategic hydropower plants as per the adjusted capacity;

- Generating sets providing the quick and cold start backup services as per the mobilization schedule for next day;

- Generating sets providing the generation operation services due to the constrained security of electricity system;

- Spinning backup capacity;

...

b) The electricity system and market operating Unit shall check and determine the expected capacity shedding to ensure the system security.

3. Mobilization scheduling for next hour in case of excessive capacity

The electricity system and market operating Unit shall adjust the mobilization scheduling for next hour through the methods in the order as follows

a) Stopping the generating sets voluntarily stopping their electrical generation;

b) Gradually reducing the generated capacity of slowly-started generating sets to the lowest stable generated capacity;

c) Reducing to a minimum of generated capacity of generating set providing the spinning backup services;

d) Reducing to a minimum of generated capacity of generating set providing the frequency modulation services ;

dd) Stopping the slowly-started generating sets in the order as follow:

- Having the shortes start time;

...

- Having start cost from low to high. The start cost shall be negotiated by the single wholesaling Units with the electricity system and market operating Unit.

- Having the lowest capacity level sufficiently to deal with the excessive capacity.

Article 56. Announcement of mobilization schedule for next hour

The electricity system and market operating Unit shall announce the mobilization schedule for next hour 15 minutes prior to the transaction cycle, including the following contents:

1. Forecast load for next hour of the entire national electricity system and in the North, Central and South.

2. Mobilization schedule of generating sets, marginal cost in the North, Central and South in next hour and 03 consecutive hours scheduled under the provisions in Article 55 of this Circular.

3. Handling measures of the electricity system and market operating Unit in case of capacity excess or shortage.

4. Information about adjustment of announced capacity of multi-objective strategic hydropower plants under the provisions in Article 54 of this Circular.

5. Estimated schedule of load shedding (if any).

...

Article 57. Dispatching real time electricity system

1. The electricity system and market operating Unit shall operate the electricity system in real time based on the announced mobilization schedule for next hour and comply with the provisions on operation of real time electricity system in the Regulation on power transmission system issued by the Ministry of Industry and Trade.

2. The electricity generating Units must comply with the dispatching order of the electricity system and market operating Unit.

3. The electricity generating Units owning the hydropower plants must comply with the provisions on weekly limited water level specified in Article 38 of this Circular.

Article 58. Handling in case of violation of weekly limited water level of hydropower plants

1. The electricity system and market operating Unit shall warn of violation of weekly limited water level of plants. The plants must adjust the offered price in the next days to ensure no further violation of weekly limited water level.

2. Where the reservoir of power plant commits the weekly limited water level for 02 consecutive weeks, from 12:00 pm of Monday of the next week, the quotation of such power plant shall not be used for mobilization scheduling. The electricity system and market operating Unit shall intervene in the mobilization schedule of such power plants based on the result of calculation of water value to ensure the requirements on security of electricity system and bring the water level of reservoir to the weekly limited water level.

Where the water level of reservoir is completely violated due to the mobilization on the basis of price quotation of the power plant, not due to mobilization to ensure the requirements on security of electricity system, within the time of being intervened, such plants shall be paid by 90% of the price of electricity sale contract but not exceeding 02 weeks from the time of intervention.

Where the water level of reservoir is violated due to mobilization to ensure the security of electricity system, such plants are paid at the price of electricity sale contract during the time of intervention.

...

4. When ensuring no violation of weekly limited water level, the hydropower plant may continue its participation in the price offering in the next week.

5. Before 10:00 am of Mondays, the electricity system and market operating Unit must announce the mobilization scheduling from Tuesdays to the electricity generating Units and the single wholesaling Units in the following cases:

a) The power plants violates its water level of reservoir and the power plants whose mobilization schedule is intervened;

b) The water level of power plant is back to the weekly limited water level and such power plant may offer its price again.

6. Before 10:00 am of day D-1, based on the hydrological condition and water level of reservoir of such hydropower plant, the electricity system and market operating Unit shall calculate and announce the output expected to be mobilized hourly in next day of power plant with intervention in mobilization schedule on the following principles:

a) Ensuring the security of power supply and constraints on requirement for downstream water use and other technical constraints.

b) Ensuring the minimization of power purchase costs for the entire system.

Article 59. Intervention in electricity system

1. The electricity system and market operating Unit may intervene in the electricity market in the following cases:

...

b) Failing to present the mobilization schedule for next hour 15 minutes prior to operational time.

2. In case of intervention in electricity market, the electricity system and market operating Unit shall mobilize the generating sets to ensure the objectives in the order as follows:

a) Ensuring the balance of generated capacity and load;

b) Meeting the requirements on frequency modulation backup;

c) Meeting the requirements on spinning backup;

d) Meeting the requirements on voltage quality;

3. Announcing information on electricity market

a) When intervening in the electricity market, the electricity system and market operating Unit must announce the following contents:

- The reasons for intervention in electricity market;

...

b) Within 24 hours after after the end of intervention in electricity market, the electricity system and market operating Unit shall announce the following contents:

- The reasons for intervention in the electricity market;

- The transaction cycles with intervention in the electricity market;

- The measures which the electricity system and market operating Unit applies for intervention in the electricity market;

Article 60. Stop of electricity market

1. The electricity market stop operation upon occurrence of one of the following cases:

a) Due to disaster emergency situations or protection of national security;

b) The electricity system and market operating Unit requires the stop of electricity market in one of the following cases:

- The electricity system is operating in an extreme emergency mode specified in the Regulation on power transmission system issued by the Ministry of Industry and Trade.

...

c) Other cases as required by the competent authorities.

2. The Electricity Regulatory Authority shall consider and decide the stop of electricity market in cases specified under Point a and b, Clause 1 of this Article and notify the electricity system and market operating Unit.

3. The electricity system and market operating Unit shall inform the participants of electricity market of the decision on stopping the electricity market of the Electricity Regulatory Authority.

4. Operation of electricity system during the time of stopping the electricity market

a) The electricity system and market operating Unit must dispatch and operate the electricity system by the following principles:

- Ensuring the system operates safely, stably and reliably with the lowest cost of power purchase for the entire system;

- Ensuring the implementation of agreements on output in electricity import and export contracts and electricity sale contracts of BOT power plants and electricity sale contracts with output commitment of other power plants;

b) The electricity generating Units, electricity transmitting Units and other relevant Units must comply with the dispatching order of the electricity system and market operating Unit.

Article 61. Restoration of electricity market

...

a) The causes leadin to the stop of electricity market have been remedied;

b) The electricity system and market operating Unit has confirmed the capability of re-operation of electricity market.

2. The Electricity Regulatory Authority shall consider and decide the restoration of electricity market and inform the electricity system and market operating Unit.

3. The electricity system and market operating Unit shall inform the participants of electricity market of decision on restoration of electricity market of the Electricity Regulatory Authority.

Section 4: ELECTRICITY IMPORT AND EXPORT IN OPERATION OF ELECTRICITY MARKET

Article 62. Handling of exported power in mobilization schedule

1. Before 10:00 am of day D-1, the electricity system and market operating Unit shall announce the estimated exported power output in each transaction cycle of day D.

2. The exported power output is calculated as load at the export point and is used to calculate the forecast load of system for mobilization scheduling of next days and hours.

Article 63. Handling of imported power in mobilization scheduling

...

2. The imported power output in mobilization scheduling is calculated as the source to be generated with the chart announced in advance in next day.

Article 64. Payment for imported and exported power

The imported power is paid under the electricity sale contract signed between the parties.

Chapter VI

CALCULATION OF PRICE OF MARKET POWER AND PAYMENT IN ELECTRICITY MARKET

Section 1: POWER METERING DATA

Article 65. Supply of metering data

1. Before 15:00 pm of day D+1, the power metering data managing Units shall provide the electricity system and market operating Unit and the single wholesaling Units with the power metering data of each transaction cycle of day D.

2. Before the eighth working day after the end of payment cycle, the power metering data managing Units shall provide the electricity system and market operating Unit with the power metering data in the payment cycle specified in Regulation on power metering in the competitive electricity generation market issued by the Ministry of Industry and Trade.

...

The electricity system and market operating Unit shall store the power metering data and relevant dossiers for a period of at least 05 years.

Section 2: CALCULATION OF POWER PRICE OF MARKET POWER

Article 67. Determining the price of market electricity

1. After transaction day D, the electricity system and market operating Unit shall set up the market electricity price calculation schedule for each transaction cycle of day D in the order as follows:

a) Calculating the system load in transaction cycle by converting the metering output to the terminal of generating sets;

b) Setting the market electricity price calculation schedule by the method of unconstrained scheduling in the order as follows:

- Making the fixed arrangement under the base of load chart of electricity system the output actually generated of electricity generating Units indirectly doing transactions of electricity market, imported power, BOT power plants, tested generating sets, power plants in industrial parks selling only part of output into the national electricity system and generating sets separated from electricity market;

- Arranging capacity bands in the scheduling price quotation of the electricity generating Units directly doing transactions.

2. The price of market power is equal to the offered price of the last capacity band scheduled to meet the system load in the market electricity price calculation schedule. In case the offered price of the last capacity band in the price calculation schedule of market power is higher than the market price ceiling, the price of market power is calculated by the market price ceiling.

...

Article 68. Determining the paid capacity

1. The principles to determine the paid capacity for each transaction cycle:

a) The generating sets participating in electricity generation in each cycle in the market are scheduled to receive the price of market capacity for such cycle except the slowly-started generating sets stopped for backup or due to breakdown;

b) The paid capacity of generating set is at least equal to the power output of such generating set at the metering location;

c) Where the total capacity of generating sets with equal offered price, the capacity receiving the price of market capacity at such price band is evenly divided to the generating sets.

2. After transaction day D, the electricity system and market operating Unit shall set the capacity schedule for each transaction cycle of day Article in the order as follows:

a) Calculating the adjusted load in transaction cycle is the system load plus the following components:

- Spinning backup capacity for transaction cycle;

- Frequency modulation capacity for transaction cycle;

...

b) Implementation of capacity scheduling by the method of unconstrained scheduling to meet the adjusted load determined under Point a of this Clause in the order as follows:

- Making the fixed arrangement under the base of load chart of electricity system the frequency modulation capacity, spinning backup and increasingly generated capacity of generating sets;

- Making arrangement of capacity bands in the scheduling price quotation of electricity generating Units except for slowly-started generating sets which have stopped their operation for backup or stopped due to breakdown.

3. Amount of paid capacity of generating set in transaction cycle is calculated by the amount of capacity of such generating set arranged in the capacity schedule.

4. Before 9:00 am of day D+2, the electricity system and market operating Unit shall announce the amount of paid capacity of each generating set in transaction cycles of day D.

Article 69. Determining the price of market power and paid capacity upon intervention in electricity market

1. In case the market intervention time is less than 24 hours:

a) The electricity system and market operating Unit shall use the valid price quotation to determine the price of market power specified in Article 67 and the paid capacity specified in Article 58 of this Circular;

...

2. Where the market intervention time is greater or equal to 24 hours, the electricity system and market operating Unit shall not calculate the price of market power and the paid capacity for the period of market intervention.

Section 3: MAKING PAYMENT TO THE ELECTRICITY GENERATING UNITS DIRECTLY DOING TRANSACTION

Article 70. Power output for 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 for payment in electricity market, including:

a) Output of power paid at the offered price for thermal power plants having their offered price higher than the market price ceiling (Qbp);

b) Power output increasingly generated (Qcon);

c) Power output generated for difference compared with the output mobilized by the dispatching order (Qdu);

d) Output of power payment at the price of market power (Qsmp).

2. The power output generated for difference compared with the output mobilized by the dispatching order (Qdu) of the power plant in transaction cycle is determined in the order as follows:

...

The output mobilized by the dispatching order is the output at the terminal of generator is calculated based on the dispatching order of mobilized generating set of the electricity system and market operating Unit and based on the capacity by the dispatching order and the speed of load increasing and reduction of the generating set. The output mobilized by the dispatching order is determined by the following formular:

In which:

i: i^th transaction cycle;

J: Number of times of changed dispatching order in transaction cycle i;

: j^th moment in transaction cycle i when the electricity system and market operating Unit has its dispatching order for change of capacity of the generating set (minute);

: Moment when the generating set reaches the capacity level of which the electricity system and market operating Unit issues the dispatching order at the moment (minute);

: Output mobilized by the dispatching order at the terminal of generator determined for transaction cycle i;

: Capacity dispatched by the electricity system and market operating Unit for the generating set at the moment ;

...

The period from the moment of dispatching order capacity to the moment when the generating set reaches capacity is determined as follows:

In which:

a: Speed of load increasing and reduction of the generating set registered in the scheduling price quotation (MW/minute).

The speed of load increasing and reduction of the generating set registered in the scheduling price quotation must be consistent with the speed of load increasing and reduction announced in the electricity sale contract. In case the electricity sale contracts do not have the speed of load increasing and reduction or the speed of load increasing and reduction in the contract has difference compared with reality. The electricity generating Units shall determine such data according to the testing result or aggregation from the operational reality of the generating set and sign the contract annex on such technical features with the single wholesaling Units as a basis for payment;

b) The electricity system and market operating Unit shall calculate and convert the output mobilized by dispatching order (Qddi j ) to the metering location;

c) Power output generated for difference compared with the output mobilized by the dispatching order is determined by the following formula:

In which:

...

: Metered power output of the power plant in transaction cycle i (kWh);

: Output mobilized by dispatching order converted to the metering location for transaction cycle i.

d) In case of start or stop of thermoelectric set (not due to breakdown), such output Qdu is equal to 0 (Qdui = 0). If such generating set is technically constrained and affect the generated capacity of other generating sets of the plant, such affected generating sets whose output Qdu shall not be counted (Qdui = 0).

dd) In order to increase the accuracy in determining the component Qdu, the meters at terminal of generating set and the meters installed at the self-used metering location of the generating set (if any) are used with priority to determine the amount of actual generation at the terminal of generating sets for comparison with the compliance with dispatching order as per the management system of dispatching order (DIM);

e) The permissible dispatching power error for generating sets with their installed capacity of less than 100 MW is 5% and 3 % for generating sets with their installed capacity from 100 MW or more but not less than 1.5 MW in any case. In case the output is within the permissible error limit, such output is equal to 0 (= 0).

3. Output of power paid at the offered price for thermal power plant with the offered price greater than the market price ceiling in transaction cycle determined as follows:

a) Determining the generating sets with the offered price higher than the price ceiling scheduled to calculate the market price for transaction cycle i and metering location of such generating set;

b) Calculating the output of power paid at the offered price at each metering location determined at Point a of this Clause by the following formular:

if and ≥ 0

...

In which:

i: i^th transaction cycle;

j: j^th metering point of thermal power plant, determined under Point a of this Clause;

: Output of powet paid at the offered price at metering location j in transaction cycle i (kWh);

: Metered power output at the metering location j trong transaction cycle i (kWh);

: Output of power in proportion to the capacity with the offered price lower than or equal to the market price ceiling in transaction cycle i of generating sets connected to the metering location j and converted to such metering location (kWh);

: Output of power in proportion to the capacity with the offered price higher the market price ceiling and arranged in the schedule of market price calculation in transaction cycle i of generating sets connected to the metering location j and converted to such metering location (kWh);

: Power output generated for difference compared with the output mobilized by the dispatching order of generating sets connected to the metering location j and converted to such metering location (kWh).

...

In which:

j: j^th metering point of thermal power plant, determined under Point a of this Clause;

J: Total of metering points of power plant having generating set with the offered price higher than the market price ceiling and scheduled for calculation of market price;

: Output of power paid at the offered price of power plant in transaction cycle i (kWh);

: Output of power paid at the offered price at the metering location j in transaction cycle i (kWh).

4. Output of power increasingly generated of the power plant in transaction cycle determined in the order as follows:

a) Calculating the power output increasingly generated in transaction cycle at the terminal of generating set by the following formular:

If Qdu > 0:

...

If Qdu ≤ 0:

In which:

: Power out increasingly generated of generating set counted at the terminal in transaction cycle i (kWh);

: Paid and metered output of generating set g in transaction cycle i converted to the terminal of generating set (kWh);

i: i^th transaction cycle;

J: Number of times of changed dispatching order in transaction cycle i;

: j^th moment in transaction cycle i where the electricity system and market operating Unit issues the dispatching order to change capacity of generating set due to constraint (minute). If at this moment but the capacity of generating set is lower than then is determined as the moment when the generating set reaches the capacity ;

: Moment when the generating set reaches the capacity dispatched by the electricity system and market operating Unit at the moment (minute); If at this moment but the capacity of generating set is lower than then is determined as the moment when the generating set reaches the capacity ;

...

: Capacity dispatched by the electricity system and market operating Unit mo6ngthe generating set at the moment . If this capacity is less than then such capacity is calculated by ;

: Capacity reached by the generating set at the moment ;

: Power output generated for difference compared with the output mobilized by the dispatching order converted to the terminal of generator (Qdu);

The period from the moment of dispatching order capacity to the moment when the generating set reaches the capacityis determined as follows:

In which:

a: Speed of load increasing and reduction of the generating set registered in the scheduling price quotation (MW/minute).

b) Determining the power output increasingly generated in transaction cycle of the generating set, , by converting the output from the terminal of generating set to the metering location. In case of start or stop of thermoelectric set (not due to breakdown), then is equal to 0;

c) Calculation of power output increasingly generated of the power plant in transaction cycle i by the following formula:

...

In which:

: Total output increasingly generated of the power plant in transaction cycle i (kWh) ;

g: Generating set with increased generation of the power plant in transaction cycle i;

G: Total generating set with increased generation of the power plant in transaction cycle i;

: Output increasingly generated of generating set g in transaction cycle i (kWh).

5. The output of power paid at the price of market power of the power plant in transaction cycle i is determined by the following formula:

a) In case of power output generated for difference compared with the output mobilized by dispatching order (> 0):

b) In case of power output generated for difference compared with the output mobilized by the negative dispatching order (< 0):

...

In which:

: Output of power paid at the price of market power of the power plant in transaction cycle i (kWh);

: Metered power output of the power plant in transaction cycle i (kWh);

: Power output is paid at the offered price in transaction cycle i for thermal power plants having their offered price higher than the market price ceiling (kWh);

: Power output increasingly generated of power plant in transaction cycle i (kWh);

: Power output generated for difference compared with the output mobilized by the dispatching order in transaction cycle i.

Article 71. Adjusting the power output for payment in electricity market

1. The components of power output for payment in the market is adjusted in the following cases:

a) If in transition cycle i, the metered power output of the power plant is less than or equal to the hourly contract power output (≤ );

...

2. The electricity system and market operating Unit shall calculate and re-adjust the components of power output for payment in the market in transaction cycles specified in Clause 1, Article 68 of this Circular, based on the following output components:

a) The hourly contract power output of power plant in transaction cycle i () is determined under the provisions in Article 37 of this Circular;

b) The power output paid at the market power price (Qsmpi) of the power plant in transaction cycle i is determined under the provisions in Clause 5, Article 68 of this Circular;

c) Metered power output of power plant in transition cycle i ().

3. Principles of adjustment

a) In the case specified under Point a, Clause 1 of this Article, the power output increasingly generated (Qconi) and the power output paid at the offered price for the power plants having their offered price higher than the market price ceiling (Qbpi) adjusted in such transaction cycle is equal to 0 (Qconi = 0; Qbpi = 0);

b) In the case specified under Point b, Clause 1 of this Article, the power output for payment in electricity market is adjusted on the principle of ensuring no change of metered power output in such transaction cycle and under the provisions in the Procedures for scheduling and mobilizing the generating sets, real-time operation and calculate the payment in the electricity market which the Electricity Regulatory Authority has issued.

Article 72. Payment of market power

1. The electricity system and market operating Unit shall calculate the total of payment of market power of power plant in transaction cycle by the following method:

...

In which:

Rg: Total payments of market power in the payment cycle (dong);

Rsmp: Payment for output to be paid at the price of market power in the payment cycle (dong);

Rbp: Payment for output to be paid at the offered price for thermal power plants having their offered price higher than the market price ceiling in the payment (dong);

: Payment for the power output increasingly generated in the payment cycle (dong);

Rdu: Payment for the power out generated for difference compared with the output mobilized by the the dispatching order in payment cycle (dong).

2. The payment for the output to be paid at the price of market power of power plant in transaction cycle determined in the order as follows:

a) Calculation for each transaction cycle by the following formula:

...

: Payment for the output to be paid at the price of market power of power plant of transaction cycle i in payment cycle (dong);

SMPi : Price of market power of transaction cycle i in the payment cycle (dong/kWh);

: Power out to be paid at the price of market power of transaction cycle i in payment cycle (kWh)

b) Calculation of payment cycle by the following method:

In which:

: Payment for the output to be paid at the price of market power in the payment cycle (dong);

i: i^th transaction cycle in the payment cycle;

I: Total transaction cycles of payment cycle;

...

3. The payment for the output to be paid at the offered price for thermal power plants having their offered price higher than the market price ceiling in payment cycle determined in the order as follows:

a) Calculation for each transaction cycle by the following method:

In which:

: Payment for power with higher offered price than the price ceiling of power plant in transaction cycle i (dong);

j: j^th price band in the quotation of generating sets of thermal power plants having their offered price higher than the market price ceiling and arranged in the schedule of market power price calculation;

J: Total price bands in price quotation of thermal power plants having their offered price higher than the market price ceiling;

: Offered price corresponding to price band i in quotation of generating sets of thermal power plant g in transaction cycle i (dong/kWh);

: Highestoffered price in price bands arranged in the schedule of market power price calculation of thermal power plant in transaction cycle i (dong/kWh);

...

: Total power output with offered price higher than the market price ceiling of thermal power plant in transaction cycle i (kWh).

b) Calculation for payment cycle by the following formula:

In which:

: Payment for power offered at the price higher than the price ceiling of power plant in payment cycle (dong);

i: Transaction cycle i in which the power plants are mobilized with their offered price higher than the price ceiling;

I: Total transaction cycles in which the power plants are mobilized with their offered price higher than the price ceiling;

: Payment for power offered at the price higher than the price ceiling of power plant in transaction cycle i (dong).

4. The payment for the power output increasingly generated of power plant in transaction cycle determined in the order as following:

...

In which:

: Payment for power output increasingly generated in transaction cycle i (dong);

g: Generating set with increased generation of power plant in transaction cycle i;

G: Total generating sets with increased generation of power plant in transaction cycle i;

: Power increasingly generated of generating set g in transaction cycle i (kWh);

: The highest offered price corresponding to the capacity band increasingly generated of generating set g in transaction cycle i (dong/kWh). For hydropower plants, if such offered price is higher than the price ceiling of electricity market, the price ceiling of electricity market shall be taken.

b) Calculation for payment cycle by the following formula:

...

Rcon: Payment for power output increasingly generated in payment cycle (dong);

i: i^th transaction cycle of payment cycle in which the power plant must have additional power generation by the dispatching order;

I: Total transaction cycles of payment cycle in which the power plant must have additional power generation by the dispatching order;

Rconi : Payment for power output increasingly generated in transaction cycle i (dong).

5. Where the hydropower plants are mobilized for generation due to constrained conditions with their offered price higher than the market price ceiling or their capacity is mobilized with price band higher than the market price ceiling, such plants shall be paid for the corresponding generated output in that cycle at the market price ceiling.

6. The payment for power output generated for difference compared with the output mobilized by the dispatching order of the power plant in transaction cycle.

a) Calculation for each transaction cycle by the following formula:

- In case of power output increasingly generated compared with the dispatching order:

...

: Payment for power output generated for difference compared with the dispatching order in transaction cycle i (dong);

g: Generating set with increased generation compared with the dispatching order of power plant in transaction cycle i;

G: Total generating sets with increased generation compared with the dispatching order of power plant in transaction cycle i;

: Power increasingly generated compared with the dispatching order of generating set g in transaction cycle i (kWh);

: The lowest offered price of all generating sets in transaction cycle i (dong/kWh)

- In case of power output decreasingly generated compared with dispatching order:

In which:

: Payment for power output generated for difference compared with dispatching order in transaction cycle i (dong);

...

G: Total generating sets with decreasing generation compared with the dispatching order of power plant in transaction cycle i;

: Power decreasingly generated compared with the dispatching order of generating set g in transaction cycle i (kWh);

SMPi : Price of market power in transaction cycle i (dong/kWh);

Pbpi,max: Power price of the most expensive generating set paid in transaction cycle i;

b) Calculation for payment cycle by the following formula:

In which:

...

i: i^th transaction cycle of payment cycle in which the thermal power plant has generated for difference compared with dispatching order;

I: Total transaction cycle of payment cycle in which the thermal power plant has generated for difference compared with dispatching order;

: Payment for power output generated for difference compared with the output mobilized by the dispatching order in transaction cycle i (dong)..

Article 73. Payment of market capacity

The electricity system and market operating Unit shall calculate the payment of market power for the power plant in transaction cycle in the order as follows:

1. Calculation for each transaction cycle by the following formula:

In which:

: Capacity payment for power plant in transaction cycle i (dong);

...

G: Total generating sets of power plant paid at the capacity price;

: Price of market capacity in transaction cycle i (dong/kW);

: Amount of paid capacity of generating set g in transaction cycle i converted to the metering location (kW).

2. Calculation for each transaction cycle by the following formula:

In which:

Rcan: Capacity payment for power plant in payment cycle (dong);

i: i^th transaction cycle in payment cycle;

I: Total transaction cycles in payment cycle;

...

Article 74. Payment under electricity sale contract for difference

Based on the price of market power and market capacity which the electricity system and market operating Unit announces, the electricity generating Units shall calculate the payment under the electricity sale contract for difference in payment cycle in the order as follows:

Calculation for each transaction cycle by the following formula:

In which:

: Payment for difference in transaction cycle i (dong);

: Power output paid at contract price in transaction cycle i (kWh);

P_c: Price of electricity sale contract for difference (dong/kWh). For hydropower plants, such contract price does not include the tax of water resources and forest environment fees;

SMP_i: Price of market power in transaction cycle i (dong/kWh);

...

Calculation for each transaction cycle by the following formula:

In which:

Rc: Other payment for difference in payment cycle (dong);

i: i^th transaction cycle of payment cycle;

I: Total transaction cyles of payment cycle;

: Other payment for difference in transaction cycle i (dong).

Article 75. Payment upon intervention in electricity market

1. Where the time for market intervention is less than 24 hours, the electricity generating Units shall receive the payments specified in Article 72, 73 and 74 at the price of market power and the amount of paid capacity specified in Article 69 of this Circular.

...

Article 76. Payment upon stop of electricity market

During stop of electricity market, the electricity generating Units shall be paid at the contract price for all metered power output.

Section 4: PAYMENT OF AUXILIARY SERVICES AND OTHER PAYMENTS

Article 77. Payment for spinning backup services and frequency modulation services

The electricity system and market operating Unit shall calculate the payment to the electricity generating Units providing the spinning backup services and frequency modulation services as stipulated by the Ministry of Industry and Trade.

Article 78. Payment for quick start backup services, cold backup services, generation operation services due to the constrained security of electricity system, voltage adjustment and black start services

The Units providing the quick start backup services, cold backup services, generation operation services due to the constrained security of electricity system, voltage adjustment and black start services shall be paid under the auxiliary services supply contract in the form issued by the Ministry of Industry and Trade.

Article 79. Payment for hydropower plants having reservoir with regulation capability of less than 02 days

1. Calculating and paying revenues of each transaction cycle for hydropower plants having reservoir with regulation capability of less than 02 days by the following formula:

...

In which:

Rg_i: Payment for hydropower plants having reservoir with regulation capability of less than 02 days in transaction cycle i (dong);

Pc: Price of electricity sale contract (dong/kWh);

Qhc_i: Power output adjusted in transaction cycle i (kWh) is determined as follows:

- If Qdu_i > 0, Qhc_i = Qm_i - Qdu_i;

- If Qdu_i ≤ 0, Qhc_i = Qm_i.

Qm_i: Power output at the metering location in transaction cycle i (kWh);

Qdu_i: Power output generated for difference compared with the dispatching order (kWh) in transaction cycle i.

Rdu_i: Payment for power output generated for difference compared with the the output mobilized by the dispatching order in transaction cycle i (dong);

...

CAN_i: Price of market capacity in transaction cycle i (dong/kWh);

α: Percentage of power output paid at contract price for hydropower plants having reservoirs with regulation capability of less than 02 days.

The electricity generating Units shall calculate the payment at the price of electricity sale contract (Pc × Qhc_i × α). The electricity system and market operating Unit shall calculate the remaining payments.

2. Payment made for payment cycle by the following formula:

In which:

: Payment for plant having reservoir with regulation capability of less than 02 days (dong);

i: i^th transaction cycle of payment cycle;

I: Total transaction cycles of payment cycle;

...

Article 80. Other payments

1. The electricity generating Units having generating sets or receiving reactive capacity in the mode of synchronous compensation running shall be paid for the active power amount receiving from power grid under the provisions in electricity sale contract.

2. Where the monthly power metering output provided by the power metering data managing Units under the provisions in Clause 2, Article 65 has a difference compared with the total metered power of days in month provided by the power metering data managing Units under the provisions in Clause 1, Article 65 of this Circular. The difference of power shall be paid at the price of electricity sale contract signed between the single wholesaling Units and the electricity generating Units.

3. The thermoelectric sets are required to stop operating as stipulated under Point dd, Clause 3, Article 55 of this Circular or must stop 01 boiler to reduce capacity as stipulated under Point b, Clause 3, Article 55 of this Circular shall be paid the start cost as agreed between the single wholesaling Units and the electricity generating Units. The electricity system and market operating Unit must confirm such events for generating sets which the electricity generating Units as a basis for payment of start cost for the single wholesaling Units .

4. Where the generating sets are constrained to decrease their capacity due to violation of limit of thermal grid related to direct transmission of capacity of power plant to the system but the cause is not due to the fault of power plant leading to the failure to ensure their hourly contract output, then the hourly contract output in contrained cycles must be generated with reduced capacity applied to the payment in electricity market of the plant adjusted by the output actually generated of the plant in such transaction cycle. The electricity generating Units and the single wholesaling Units shall modify and supplement the annex of monthly contract output as a basis for payment. Where the generating sets must be re-started, they shall be paid the start cost as agreed between the single wholesaling Units and the electricity generating Units.

5. Where the generating sets are constrained to decrease their capacity or stop operation for repair or maintenance of line directly connected to power plant or the related lines leading to the power cut of line directly connected to power plant leading to the failure to ensure the hourly contract output, the hourly contract output in relevant cycles applied for payment in electricity market of the power plant adjusted by the output actually generated of the power plant in such transaction cycle. The electricity generating Units and the single wholesaling Units shall modify or supplement the annex of monthly contract output as a basis for payment. Where the generating sets must be re-started, they shall be paid the start cost as agreed between the single wholesaling Units and the electricity generating Units.

6. Where the power plants have the testing generating sets, such power plants shall be separated from the electricity market in the testing running cycles. The total generated output of power plant to the grid in cycles with testing paid under the provisions in the electricity sale contract signed with the single wholesaling Units corresponding to the configuration of generating sets and type of fuel used.

7. Where the gas turbine power plants must stop their operation and re-start as required by the electricity system and market operating Unit for the reason of system security during the time the available single cycle generating sets operate with mixed fuel or not main fuel, such plants shall be paid the start cost as agreed between the electricity generating Units and single wholesaling Units .

8. Where the gas turbine power plants sharing the same heat recovery steam have the moment of operation of single cycle, operation with mixed fuel or not main fuel as required by the electricity system and market operating Unit to ensure the security of electricity system, such transaction cycles are paid at the price of power in the electricity sale contract signed with the single wholesaling Units corresponding to the configuration of generating set upon operation with single cycle or operation with mixed fuel or not main fuel.

...

10. Where the generating sets have an approved plan for stop of operation but still have to generate their capacity at the request of the electricity system and market operating Unit to ensure the security of electricity system, such power plant shall be separated totally from the electricity market during the time of capacity generation at the request of the electricity system and market operating Unit. The total generated capacity of the plant to the grid during such period of time shall be paid at the electricity price specified in the electricity sale contract signed with the single wholesaling Units .

11. Where the power plants with generating sets separated from grid for independent generation at the request of the electricity system and market operating Unit, the total power output of such plants in relevant transaction cycles shall be paid at the electricity price specified in the electricity sale contract signed with the single wholesaling Units .

12. Where the power plants with generating sets separated from the national electricity system and connected to the power grid purchased from foreign country, the total power output of such power plants in transaction days shall be paid at the electricity price specified in the electricity sale contract signed with the single wholesaling Units .

13. Where the hydroelectric generating sets must generate their capacity greater than the announced capacity in the quotation of next days at the request of the electricity system and market operating Unit because of security of electricity system, the total generated output of the power plants to the grid during such period of time shall be paid at the electricity price specified in the electricity sale contract signed with the single wholesaling Units .

14. Where the hydropower plants participate in adjusting level 1 frequency at the request of the electricity system and market operating Unit, the total generated output of such plants in relevant cycles shall be paid as per the mechanism of hydropower plants having reservoirs with regulation capability of less than 02 days, not taking in account the power output generated for difference compared with dispatching order (Qdu=0). The hydropower plants of the same group with the ladder hydropower plants (if any) of the plants participating in level 1 frequency modulation shall be paid as per the mechanism of hydropower plants having reservoirs with regulation capability of less than 02 days, taking in account the power output generated for difference compared with dispatching order.

Section 5: ORDER AND PAYMENT PROCEDURES

Article 81. Data for calculation and payment for electricity market

Before 9:00 am of day D+2, the electricity system and market operating Unit shall aggregate and provide the single wholesaling Units and the electricity generating Units with data for calculation and payment for each power plant under the provisions specified in Annex 6 of this Circular.

Article 82. Electricity market payment list for transaction days

...

2. Before day D+6, the electricity generating Units directly doing transactions and the single wholesaling Units shall confirm the electricity market payment list under regulations on the website of electricity market and inform the electricity system and market operating Unit of errors in the preliminary electricity market payment list (if any).

3. On day D+6, the electricity system and market operating Unit shall prepare and send the single wholesaling Units and the electricity generating Units the complete electricity market payment list for day D via the website of electricity market under the form specified in Annex 4 of this Circular. The electricity generating Units shall issue the daily payment list and file it in dossier for payment for payment cycle.

Article 83. Electricity market payment list for payment cycle

1. The electricity system and market operating Unit shall aggregate the payment data for all transaction days in the payment cycle and verify and compare it with the summary record of power output provided by the power metering managing Units.

2. Within 10 working days from the last transaction day of the payment cycle, the electricity system and market operating Unit shall prepare and issue the electricity market payment list for payment cycle.

3. The electricity system and market operating Unit shall prepare and issue the electricity market payment list of the payment cycle to the single wholesaling Units and the electricity generating Units.

4. The electricity market payment list for the payment cycle consists of a summary under the form specified in Annex 5 of this Circular and a written confirmation of meter readings and power output

Article 84. Dossier of power dossier

1. The electricity generating Units directly doing transaction shall prepare and send the payment voucher of electricity market to the single wholesaling Units based on the electricity market payment list for the payment cycle.

...

3. Before the 20^th date of every month, the electricity generating Units directly doing transaction shall prepare and send the payment voucher to the single wholesaling Units . Such voucher consists of payments of electricity market and contract in the payment cycle.

Article 85. Dossier payment for auxiliary services supply contract

The electricity generating Units shall prepare the dossier of payment for auxiliary services under the auxiliary services supply contract between the electricity generating Units and the electricity system and market operating Unit.

Article 86. Voucher modification

1. In case of errors of voucher, the electricity generating Units or the single wholesaling Units has the right to request the handling under the relevant current regulations within 01 month from the issue date. The parties concerned shall coordinate to determine and agree upon the modified payments.

2. The electricity generating Units shall supplement the modified payments to the voucher of the next payment cycle.

Article 87. Payment

1. The single wholesaling Units and the electricity system and market operating Unit shall make payment as per the voucher of the electricity generating Units. The time limit for payment is based on the provisions in the electricity sale contract signed between the two parties.

2. The electricity generating Units and the single wholesaling Units shall agree upon the payment mode in the electricity market in accordance with the provisions in this Circular and other relevant provisions.

...

Article 88. Handling of errors in payment

In case of surplus or deficit payment compared with the vouchers, the Units concerned shall handle such errors under the provisions specified in the electricity sale contract or the auxiliary service supply contract.

Chapter VII

SOFTWARE FOR OPERATION OF ELECTRICITY MARKET

Article 89. Software for operation of electricity market

1. The softwares for operation of electricity market consist of:

a) Market simulation model;

b) Water value calculating model;

c) Software for mobilization and dispatching scheduling;

...

dd) Other softwares for operation of electricity market.

2. The electricity system and market operating Unit shall develop and operate the softwares in service of electricity market.

Article 90. Requirements for software for operation of electricity market

1. Ensuring the accuracy, reliability, security and meeting the standards developed by the electricity system and market operating Unit.

2. Having all accompanied technical instructions and operational procedures.

Article 91. Development of softwares for operation of electricity market

1. The softwares for operation of electricity market must be developed to support the calculation and transactions specified in this Circular and the operational procedures of electricity market.

2. The electricity system and market operating Unit is responsible for

a) Developing standards for the softwares for the operation of electricity market;

...

c) Announcing the list, algorithms and procedures for using the softwares for the operation of electricity market;

Article 92. Software auditing

1. The softwares for electricity market must be audited in the following cases:

a) Before the official operation of electricity market;

b) Before putting the new softwares into use;

c) After adjustment or upgrading affecting the calculation;

d) Periodical audit.

2. The electricity system and market operating Unit shall recommend a qualified independent auditing Units to carry out the audit and report to the Electricity Regulatory Authority before implementation.

3. The electricity system and market operating Unit shall announce the auditing result to the participants of electricity market.

...

ELECTRICITY MARKET INFORMATION SYSTEM AND REGULATIONS ON INFORMATION ANNOUNCEMENT

Section 1: ELECTRICITY MARKET INFORMATION SYSTEM

Article 93. Structure of electricity market information system

The electricity market information system consists of the following basic components:

1. System of hardwares and softwares for management and exchange of information about electricity market.

2. System of database and storage

3. Web portal in service of electricity market, including the intranet and public websites.

Article 94. Management and operation of electricity market information system

1. The electricity system and market operating Unit shall develop, manage and operate the electricity market information system.

...

3. The power metering data managing Units shall develop, manage and operate the transmission network connected between the electricity market information system of the electricity system and market operating Unit and the equipment of participants of electricity market.

4. The electricity system and market operating Unit only operates or changes the existing electricity market information system after complete acceptance and with the approval of the Electricity Regulatory Authority.

5. The electricity system and market operating Unit shall equip with backup equipment for the electricity market information system to ensure the collection, transmission and announcement of electricity market in case the electricity market information system has problems or does not work.

Section 2: MANAGEMENT AND ANNOUNCEMENT OF ELECTRICITY MARKET INFORMATION

Supply and announcement of electricity market information

1. The electricity generating Units, the single wholesaling Units, the electricity transmitting Units and the power metering data managing Units shall provide the electricity system and market operating Unit with information and data for planning the operation, mobilization scheduling, calculation and payment under the provisions in this Circular via the website of electricity market information system.

2. The electricity system and market operating Unit shall provide and announce information, data and reports on operation of electricity market to the participants of electricity market under the provisions in this Circular via the website of the electricity market information system.

3. The extent of information access right is defined according to the functions of units and specified in the Procedures for operational management of information technology system operating the electricity market and announcement of electricity market information issued by the Electricity Regulatory Authority.

4. The electricity system and market operating Unit shall publicly announce on public websites the following information:

...

b) Data of system load;

c) Statiscal data of market price;

d) Other information specified in the Procedures for operational management of information technology system operating the electricity market and announcement of electricity market information issued by the Electricity Regulatory Authority.

Article 96. Responsibility for ensuring the accuracy of electricity market information

1. Members participating in electricity market must ensure the accuracy and accuracy of electricity market information at the time of supply.

2. In case of detection of information inaccurately and incompletely provided or announced, the members participating in electricity market shall modify and re-supply correct information to the concerned units.

Article 97. Electricity market information security

1. The electricity system and market operating Unit must not disclose information provided by the participants of electricity market, including:

a) Information about electricity sale contract;

...

c) Other information beyond authority

2. The participants of electricity market must not disclose information beyond the scope of authority given to provide and announce information.

Article 98. Cases of immunity from information security

1. Provision of information at the request of the Electricity Regulatory Authority or the competent authorities under regulation of law.

2. The information self summarized or analyzed from information announced in the electricity market, not provided improperly from other participants of electricity market specified in Article 97 of this Circular.

Article 99. Storage of electricity market information

The electricity system and market operating Unit is responsible for storing all activities of information exchange to be done via the electricity market information system. The duration of storage of information is at least 05 years.

Section 3: REPORT ON ELECTRICITY MARKET OPERATION

Article 100. Announcement of information about operation of electricity market

...

1. Before 15:00 pm of every day, preparing and announcing the electricity market operation report of the previous day.

2. Before 16:00 pm of Tuesdays of every week, preparing and announcing the electricity market operation report of the previous week.

3. Before the 10^th date of every month, preparing and announcing the electricity market operation report of the previous month.

4. Before the 31^st date of January of every year, preparing and announcing the electricity market operation report of the previous year.

Article 101. Regulation on electricity market operation report

1. Before the 10^th date of every month, the electricity system and market operating Unit shall send the Electricity Regulatory Authority the electricity system and market operating report of the previous month under the form specified by the Electricity Regulatory Authority.

2. Before the 31^st date of January of every year, the electricity system and market operating Unit shall send the Electricity Regulatory Authority the electricity system and market operating report of the previous year under the form specified by the Electricity Regulatory Authority.

3. Within 24 hours from the termination of intervention in electricity market, the electricity system and market operating Unit shall report to the Electricity Regulatory Authority on the intervention in electricity market.

4. The electricity system and market operating Unit shall make unplanned reports on the electricity system and market operation as required by the Electricity Regulatory Authority.

...

1. Periodical audit

Before the 31^st date of March of every year, the electricity system and market operating Unit shall implement and complete the audit of data and compliance in electricity market of the previous year. The yearly auditing contents include:

a) Audit of data and calculation process of the electricity system and market operating Unit in the electricity market:

- Data for calculation process in electricity market;

- Steps of calculation;

- Result of calculation;

b) Audit of compliance of the electricity system and market operating Unit for the order and procedures specified in this Circular.

2. Unplanned audit

The Electricity Regulatory Authority has the right to require the electricity system and market operating Unit to organize the implementation of unplanned audit as per the specific contents and scope of audit in the following cases:

...

b) As requested in writing of the participants of electricity market in which the contents and plausible reasons to request the unplanned audit.

3. The electricity system and market operating Unit is responsible for recommending a qualified independent auditing unit to carry out the auditing contents of electricity market to be submitted to the Electricity Regulatory Authority for approval.

4. The participants of electricity market must fully cooperate with one another during the audit of electricity market;

5. Audit expenses

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;

b) To be paid the unit requesting audit in cases of audit specified under Point b, Clause 2 of this Article.

6. Within 10 days after the end of audit, the electricity system and market operating Unit shall send the auditing report to the Electricity Regulatory Authority and the related units.

Chapter IX

DISPUTE SETTLEMENT AND VIOLATION HANDLING

...

Article 103. Order for dispute settlement in electricity market

1. The disputes arising in the electricity market shall be settled as per the Regulation on order and procedures for dispute settlement in the electricity market issued by the Ministry of Industry and Trade.

2. Before carrying out the dispute settlement under the provisions in Clause 1 of this Article, within 60 days from the time of arising dispute in electricity market, the parties must conduct the negotiation to settle their dispute in one of the following forms:

a) Negotiation;

b) Reconciliation.

Article 104. Responsibilities of parties in self-settlement of dispute

1. Reaching an agreement on the form of self-settlement of dispute, time and location of negotiation.

2. Fully, honestly and accurately providing the necessary information and documents related to the contents under dispute.

3. Providing legal evidence to protect legal rights and interests.

...

5. During the process of self-settlement of dispute, if the dispute is detected to have signs of violating regulations on electricity market, the detecting party shall notify the other party in order to stop their self-settlement of dispute and report to the Electricity Regulatory Authority.

Article 105. Notification of dispute and negotiation preparation

1. When there is any dispute, the requester shall notify in writing the requestee of the dispute and request the dispute settlement and send 01 (one) copy to the Electricity Regulatory Authority for report.

2. Within 15 days from the receipt of notification, the parties must agree upon the form of dispute settlement, contents to be settled, time and location of negotiation. In case of choice of form of reconciliation through intermediary, the parties must agree upon choosing the intermediary. The parties may agree upon the change of intermediary before the estimated time of reconciliation agreed.

Article 106. Organization of self-settlement of dispute

1. Negotiation

The parties shall discuss and agree upon the contents to be settled.

2. Reconciliation

a) The parties may invite experts or request the Electricity Regulatory Authority to appoint its official to be the intermediary and agree upon the responsibility of intermediary;

...

c) The parties may agree with the settlement plan of the intermediary; request the intermediary to modify or supplement such settlement plan or agree by themselves with the new settlement plan.

Article 107. Record of self-settlement of dispute

1. After the end of self-settlement of dispute or the end of time limit for self-settlement of dispute, the disputing parties shall make a record of self-settlement of dispute including the following contents:

a) Time and location for self-settlement of dispute;

b) Name and address of parties involved in self-settlement of dispute;

c) Summary of dispute contents;

d) Requirements of the parties;

dd) Contents agreed by the parties;

e) Contents the parties fail to agree upon and reasons for failure

...

Article 108. Dispute settlement at the Electricity Regulatory Authority

1. The parties have their right to refer the case to the Electricity Regulatory Authority for settlement in the following cases:

a) Upon the end of time limit for self-settlement of dispute specified in Clause 2, Article 103 of this Circular but the dispute cannot be settled or the self-settlement of dispute cannot be held because one party does not participate in the self-settlement of dispute.

b) One party does not adhere to the contents agreed in the Record of the self-settlement of dispute.

2. After receiving the valid dossier for dispute settlement under regulations, the Electricity Regulatory Authority shall settle it in the order and procedures specified in the Regulation on order and procedures for dispute settlement in the electricity market which the Ministry of Industry and Trade has issued.

Section 2 : VIOLATION HANDLING

Article 109. Violation detection and report

1. The acts of violation in the electricity market detected must be reported to the Electricity Regulatory Authority in writing.

2. The contents of report include:

...

b) Name, address of organization or individual making report;

c) Name, address of organization or individual committing acts with violating signs;

d) Description of acts with violating signs;

dd) Time and location of occurrence of acts with violating signs;

e) Reasons for detecting acts with violating signs (if any).

Article 110. Verification of acts of violation

1. Within 05 days from the date of receipt of case concerning acts with violating signs, the Electricity Regulatory Authority shall handle the case and shall inform in writing to the reporting organization or individual in case of failure to handle.

2. After handling the case, the Electricity Regulatory Authority shall verify the acts with violating signs. During the verification, the Electricity Regulatory Authority has the right to:

a) Require the unit with violating signs and the units concerned to provide information and documents necessary for the verification;

...

c) Hold an expertise and gather opinions from specialist or agencies or units concerned.

d) Convene the unit with violating signs and the units affected due to violating acts for opinions about the way of settlement and remedy of violating acts.

3. During the verification, the Electricity Regulatory Authority must maintaining the confidentiality of the information and materials provided under the regulations on information security specified in this Circular and other legal regulations related to the confidentiality of the information.

Article 111. Making record of administrative violation

1. Within 60 working days from the date of verification, the Electricity Regulatory Authority shall terminate the verification and make record of administrative violation for violating acts of regulation on operation of electricity market. If the case has complicated details, the verification time may be extended but not exceeding 30 working days from the end date of verification.

2. The record of administrative violation is made under regulation on sanctioning of admnistrative violation in the field of electricity.

3. If the result of verification indicates that the reported acts do not violate the regulations on operation of electricity market, the Electricity Regulatory Authority shall stop its verification and notify the reporting organization or individual as well as the verified organization or individual.

Article 112. Forms of handling of violation

1. The violating unit must undergo one of the form or degree of sanction for each violating act specified in Article 14 of Decree No. 134/2013/ND-CP dated 17 October 2013 stipulating the sanction of administrative violation in the field of electricity, safety of hydroelectric dam, thrifty and effective use of energy.

...

Article 113. Order and procedures for suspending the right to participate in electricity market

1. Where the power plants commit violating acts specified in Clause 1, Article 8 of this Circular, within 05 (five) days from the date of issuing Decision on sanction of administrative violation or from the date of issuing the written conclusion on violating acts causing serious consequences on security of power supply or finance to other units in the electricity market, the Electricity Regulatory Authority shall review and issue a decision on suspending the right to participate in electricity market to the power plants committing the violating acts and send it to the violating power plant and the electricity system and market operating Unit.

2. The effective duration of the decision on suspending the right to participate in the electricity market to the power plants committing the violating acts is more than 01 (one) year.

3. Within 01 from the date of receiving the Decision on suspending the right to participate in the electricity market, the electricity system and market operating Unit shall announce such suspension to the violating power plant.

4. If the time limit specified in Clause 2 of this Article is over, such power plant has not remedied its violation, the Electricity Regulatory Authority has the right to extend such suspension.

Chapter X

IMPLEMENTATION

Article 114. Responsibility of the Electricity Regulatory Authority

1. Disseminating, inspecting and monitoring the implementation of this Circular.

...

Article 115. Responsibility of Vietnam Electricity

The Vietnam Electricity shall direct the electricity system and market operating Unit and the related units:

1. Reviewing and modifying the technical procedures to be submitted to the Electricity Regulatory Authority for issuance after 30 days from the date of issue:

a) Procedures for planning operation of next year, month and week;

b) Procedures for choosing the best new power plant and calculating the price of market capacity;

c) Procedures for electricity market simulation;

d) Procedures for calculation of water value;

dd) Procedures for classifying the generating set and calculating the price ceiling of quotation of thermal power plants;

e) Procedures for mobilization scheduling of generating sets, real-time operation and calculation and payment in electricity market;

...

h) Procedures for coordinated comparison and review of payment data between the electricity system and market operating Unit, the electricity generating Units and the single wholesaling Units;

i) Procedures for registration of participation in electricity market;

k) Procedures for optimal use of gas fuel resources for mobilization schedule of next days;

l) Procedures for coordinated confirmation of events for payments in the electricity market.

2. Investing, building, installing and upgrading the electricity market information System and the softwares in service of electricity market in accordance with requirements specified in this Circular.

Article 116. Responsibility of related units

1. The units participating in the electricity market must improve the information equipment in accordance with the electricity market information System under the provisions specified in this Circular.

2. The electricity generating Units participating in the electricity market must sign the electricity sale contracts under the form issued by the Ministry of Industry and Trade for application to the electricity market.

Article 117. Effect

...

Any problem arising during the implementation should be promptly reported to the Electricity Regulatory Authority for submission to the Ministry of Industry and Trade for admendment or supplement accordingly.

The related units must carry out the instructions under the provisions specified in Clause 2, Article 114 to the time of issuance of amended or supplemented Circular.

FOR THE MINISTER
DEPUTY MINISTER

Cao Quoc Hung

;

Thông tư 30/2014/TT-BCT quy định về vận hành thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành

Số hiệu:	30/2014/TT-BCT
Loại văn bản:	Thông tư
Nơi ban hành:	Bộ Công thương
Người ký:
Ngày ban hành:	02/10/2014
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 - [1]

Văn bản được dẫn chiếu - [2]

Văn bản được căn cứ - [4]

Văn bản liên quan ngôn ngữ - [1]

Văn bản đang xem

Thông tư 30/2014/TT-BCT quy định về vận hành thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành

Văn bản liên quan cùng nội dung - [5]

Văn bản hướng dẫn - [8]

Văn bản hợp nhất - [3]

Văn bản sửa đổi bổ sung - [3]

Văn bản đính chính - [0]

Văn bản thay thế - [5]

- 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