장 1
총칙

조 1. 적용범위

본 고시는 경쟁적 전력 소매시장(이하 전력시장이라 한다)의 운영에 관한 사항을 규정하며, 다음 각 호의 사항을 포함한다: 전력시장 참여 신청; 전력시장 운영 계획 수립; 입찰 방식; 발전 계획 수립 방식; 전력량 측정; 시장가격 결정 및 결제 계산; 정보 공개; 전력시장 운영 감독; 그리고 전력시장 참여 주체의 책임.

조 2. 적용대상

본 고시는 다음 각 호의 전력시장 참여 주체에게 적용된다:

1. 전력 소매업체.

2. 발전소.

3. 전력 시스템 및 전력시장 운영회사(국가 전력 시스템 및 전력시장 운영회사).

4. 송전 회사.

5. 베트남 전력그룹.

조 3. 용어 해석

본 통지에서 사용되는 용어는 다음과 같이 해석된다.

1. AGC (영어 약자: Automatic Generation Control)은 발전기의 출력을 자동으로 조정하여 전력 시스템의 주파수를 허용 범위 내에서 안정적으로 유지하는 장치로, 발전기의 경제적인 운전 원칙에 따라 작동한다.

2. 구매 보장 은 전력 구매업체가 발전소와 체결한 전력 구매 계약 또는 발전소 BOT와의 추가 협약에서 요구되는 최소 전력 생산량을 구매하거나, 정부 기관의 승인을 받아 연료 구매 계약에서 전력 구매 계약으로 이전된 연료 양을 구매하는 의무를 말한다.

3. 입찰서 은 각 발전기를 위한 전력 판매 입찰서로서, 입찰 주체가 전력 시스템 및 전력시장 운영회사에 제출하는 것으로, 본 고시에서 정한 양식에 따라 작성된다.

4. 계획 입찰서 은 전력 시스템 및 전력시장 운영회사가 다음 날과 거래 주기에 대한 발전 계획을 세우기 위해 승인한 입찰서를 말한다.

5. 기본 입찰서 은 전력 시스템 및 전력시장 운영회사가 발전소로부터 유효한 입찰서를 받지 못한 경우 다음 날과 거래 주기에 대한 발전 계획을 세우기 위해 사용하는 입찰서를 말한다.

6. 결제 명세서 은 전력 시스템 및 전력시장 운영회사가 직접 거래한 발전소와 전력 구매업체에게 매 거래일과 결제 주기에 대해 작성하는 결제 금액 계산표를 말한다.

7. 전력시장 개입 은 전력 시스템 및 전력시장 운영회사가 본 고시 제63조 제1항에서 정한 상황을 처리하기 위해 일반적인 전력시장 운영 방식을 변경하는 행위를 말한다.

8. 단기 수열발전 최적화 프로그램 은 전력 시스템 및 전력시장 운영회사가 다음 주의 전력시장 운영 계획을 세우고 간접적으로 참여하는 발전소의 다음 날 발전 계획을 계산하기 위해 사용하는 단기 수열발전 최적화 소프트웨어를 말한다.

9. 결제 주기 은 전력시장 거래에 대한 영수증 및 청구서를 작성하는 주기를 말하며, 한 달 동안 매월 1일부터 시작하여 1개월간 진행된다.

10. 공시 용량 은 발전기의 최대 준비 용량으로, 입찰 주체, 간접적으로 참여하는 발전소, 또는 전력 시스템 및 전력시장 운영회사와 발전소가 서비스 지원 계약을 체결할 때 시장 운영 계획에 따라 공시되거나 계약에 의해 공시된다.

11. 실질 용량 은 전력 시스템 및 전력시장 운영회사가 거래 주기 동안 실제 발전기 용량을 말한다.

12. 다음 거래 주기 발전 용량 은 다음 거래 주기의 첫 번째 발전 계획에 따른 예상 발전기 용량을 말한다.

13. 다음 날 발전 용량 은 다음 날 거래 주기의 발전 계획에 따른 예상 발전기 용량을 말한다.

14. 최소 발전 용량 은 발전소의 최소 발전 용량(Pmin)으로, 전력 판매업체와 구매업체가 전력 구매 계약에서 합의하고 규정한 것이다.

15. 추가 발전 용량 은 발전 계획 용량과 시장 가격 계산을 위한 계획 용량 사이의 차이를 말한다.

16. 전력시장 정보 웹사이트 은 전력 시스템 및 전력시장 운영 정보를 공개하는 웹사이트를 말한다.

17. 보조 서비스 은 주파수 조정, 빠른 재시작, 시스템 안전을 보장하기 위한 예비 발전, 전압 조정, 검지 재시작 등과 같은 서비스를 말한다.

18. 추가 발전 전력량 은 발전기의 추가 발전 용량에 따른 발전 전력량을 말한다.

19. 입찰 주체 은 직접 전력시장에 입찰서를 제출하는 주체로서, 발전소 또는 직접 입찰을 등록한 발전소와 단계별 수력발전소 대표 주체를 포함한다.

20. 전력 소매업체 은 전력 시스템과 분배망 사이의 연결 지점에서 즉시 전력을 구매하는 전력업체로서, 초기 전력시장 운영 단계에서는 베트남 전력그룹 소속 5개 전력총사를 포함한다.

21. 전력 구매업체 은 전력 소매시장에서 전력을 구매하는 주체로서, 전력 소매업체와 베트남 전력그룹을 포함한다.

22. 발전 단체 발전소를 소유하고 있으며, 해당 발전소와 전력 구매업체와 전력 구매 계약을 체결한 주체.

23. 간접 거래 발전소 은 직접 전력시장에 입찰하지 않고, 본 고시 제8장에서 정한 전력시장 결제 방식을 적용하지 않는 발전소를 말한다.

24. 직접 거래 계약 발전소 은 발전소를 소유하고 있으며, 해당 발전소와 전력 소매업체와 전력 구매 계약을 체결한 주체를 말한다.

25. 직접 거래 발전소 발전소가 발전 설비를 보유하고 해당 설비를 제안 가격에 입찰하고 계획을 세우며 계산하여 지급하는 주체로서 본 통고의 장 VIII에서 정한 규정에 따라 처리한다.

26. 전력량 측정 데이터 관리 기관 전력 시스템 수집, 처리, 저장 전력량 측정 데이터를 위한 운영 관리 기관으로서 전력 시스템 및 전력 시장 운영 기관, 발전 기관, 송전 기관, 전력 구매 기관이 관리 범위 내의 전력량 측정 데이터를 포함한다.

27. 전력 송전 단위 송전 분야에서 전력 사업 허가를 받은 전력 기관으로서 국가 송전망의 관리와 운영 책임을 진다.

28. 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위 전국 전력 시스템 운영 및 전력 시장 거래 관리를 수행하는 기관이다.

29. 전력 수출 기관 전력 수출 계약 체결 및 관리를 위한 전력 기관으로서 국가 전력 시스템 송전망 내 수출 전력 인수 지점에 대한 수출 전력 계약을 체결하고 관리한다.

30. FTP (File Transfer Protocol) 전력 시장 참여 기관 간 정보 및 파일 전송을 위한 프로토콜 및 도구이다.

31. 시장 발전 용량 가격 거래 주기별로 적용되는 계산 가격이며, 발전 기관에게 전력 용량 지불을 계산하기 위해 사용된다.

32. 제안 최저가 발전 기관이 다음 날 발전 설비에 대해 제안할 수 있는 가장 낮은 가격이다.

33. 전력 시장 가격 거래 주기별로 적용되는 단위 전력 가격이며, 전력 시장에서 전력 용량 지불을 계산하기 위해 사용된다.

34. 전력 시장 전체 가격 각 거래 주기별 전력 시장 가격과 전력 용량 시장 가격의 합계이다.

35. 제안 최고가 발전 기관이 다음 날 발전 설비에 대해 제안할 수 있는 가장 높은 가격이다.

36. 전력 시장 최고가 매년 결정되는 전력 시장 단위 전력 가격의 최고가이다.

37. 부하 절감 가치 모델 계산에서 사용되는 파라미터로서 부족한 전원으로 인한 부하 절감 결과를 나타내는 벌금 함수 값이다.

38. 물 가치 미래에 열 전력을 대체하기 위해 수력 발전 댐에서 사용될 수 있는 물 양에 대한 예상 경계 가격을 계산하며, 단위 전력 당 환산된 금액으로 표시된다.

39. 효율성 감소 계수 발전 설비의 시간 동안의 효율성 감소를 나타내는 지표이다.

40. 연평균 부하 계수 1년 동안 생산된 전력량과 총 설치 용량과 연 계산 시간의 곱 사이의 비율이다.

41. 월 평균 부하 계수 1개월 동안 생산된 전력량과 총 설치 용량과 월 계산 시간의 곱 사이의 비율이다.

42. 전력 시장 정보 시스템 전력 시스템 및 전력 시장 운영 기관이 관리하는 전력 시장 정보 관리 및 교환을 위한 장비와 데이터베이스 시스템이다.

43. 전력 시장 정보 기술 시스템 전력 시장 운영 요구 사항을 충족시키기 위한 장비 시스템으로 전력 시장 정보 시스템, SCADA/EMS 시스템, 전력량 측정 시스템 및 디지털 서명 시스템을 포함한다.

44. 월 이벤트 확인 문서 전력 시스템 및 전력 시장 운영 기관, 발전 기관 및 전력 구매 기관 사이의 결제 데이터 검토를 위한 협업 절차에 따른 통상산업부가 발행한 부록 IV 통고 조 6에 따른 문서이다.

45. (이하 "PPA"라고 함)는 베트남 전력그룹과 BOT 기업 사이에 체결된 계약이다. 발전 기관과 직접 거래하는 전력 구매 기관 간에 통상산업부가 발행한 표준 계약 형태로 체결된 전력 구매 계약이다.

46. 전력 시장 거래 관리 엔지니어 전력 시장에서 전력 구매 및 판매 거래와 보조 서비스 거래를 관리하고 조정하는 활동에 직접 참여하는 사람이다.

47. 부하 집단 전력 시스템에서 물 가치 계산 모델에서 사용되는 파라미터로서 시간(시간)과 부하(MWh)의 쌍으로 결정된다. 물 가치 계산에서 한 주의 부하에는 최소 5개의 부하 집단이 포함된다.

48. 제약 조건이 있는 계획 전력 시스템 내 기술적 제약 조건을 고려하여 최소 전력 구입 비용 방법으로 발전 설비를 순서대로 배치하는 작업이다.

49. 제약 조건이 없는 계획 전력 시스템 내 제약 조건을 고려하지 않고 최소 전력 구입 비용 방법으로 발전 설비를 순서대로 배치하는 작업이다.

50. 다음 거래 주기 계획 전력 시스템 및 전력 시장 운영 기관이 계산하고 공표하는 다음 거래 주기와 그 이후 7개 거래 주기를 위한 발전 설비의 예상 발전 계획이다.

51. 다음 날 계획 전력 시스템 및 전력 시장 운영 기관이 다음 거래 날짜의 거래 주기별로 발전 설비의 예상 발전 계획을 작성한다.

52. 전력 시장 전력 가격 계획 현재 거래 날짜 다음에 전력 시스템 및 전력 시장 운영 기관이 작성하여 각 거래 주기별 전력 시장 전력 가격을 결정한다.

53. 전력 시장 모의 시스템 전력 시스템 및 전력 시장 운영 기관이 연간, 월간 및 주간 운영 계획을 세우기 위해 사용하는 발전 설비 모의 및 전력 시장 전력 가격 계산 소프트웨어 시스템이다.

54. 물 가치 계산 모델 전력 시스템 및 전력 시장 운영 기관이 연간, 월간 및 주간 운영 계획을 세우기 위해 사용하는 수력 열력 최적화를 위한 물 가치 계산 소프트웨어 시스템이다.

55. 제한 수위 전력 시스템 및 전력 시장 운영 기관이 중장기 및 단기 전력 시스템 안전 평가 규정에 따라 매월 또는 매주 마지막으로 계산하고 공표하는 수력 발전 댐 상류 수위의 최저 수위이다.

56. 최적 수위 수력 발전 댐 상류 수위로서 매월 또는 매주 마지막으로 전력 시스템 및 전력 시장 운영 기관이 계산하고 공표하며, 전력 생산을 최대한 효율적으로 수행하면서 모든 제약 조건을 충족시키는 수위이다.

57. 년도 N 현재 전력시장 운영 연도로서 양력 연도를 말한다.

58. 날짜 D 현재 거래일을 의미한다.

59. 표준 일자 는 부하 전력의 표준 소비 패턴이 규정된 전력부하 연구에 관한 내용, 방법, 절차 및 절차에 따라 산업통상자원부가 발령한 규칙에 따라 선택된 날짜를 말하며, 표준 일자는 해당 연도, 월 및 주별로 평일, 주말(토요일, 일요일), 공휴일(있을 경우)을 포함한다.

60. 거래일 전력시장 거래 활동이 발생하는 날로서 매일 오전 00시부터 오후 24시까지를 말한다.

61. BOT 발전소 투자자가 정부 기관과 계약을 체결하여 건설, 운영, 이전 방식으로 설립된 발전소를 말한다.

62. 최고 효율 신규 발전소 다음 해에 계산된 평균 발전 단가가 가장 낮은 신규 석탄화력 발전소로서 산업통상자원부가 발령한 발전기준 가격 프레임워크를 기초로 한 전력 구매 계약 단가를 협상한 발전소를 말한다. 최고 효율 신규 발전소는 매년 시장 용량 가격 계산을 위해 선택된다.

63. 전략적 다목적 수력발전소 경제사회, 국방, 안보 측면에서 특별히 중요한 의미가 있는 대형 발전소 목록 중 총리가 승인한 발전소와 산업통상자원부가 승인한 대형 발전소와 연계 운전하는 발전소 목록을 말한다.

64. 계약 분배 발전소 전력기술공사와 전력 구매 계약을 맺고 통합문서 제40조 제2항에 따른 전력 구매 단위에 배정된 발전소를 말한다.

65. 단계 수력발전소 그룹 상류 단계 수력발전소의 저수지에서 하류 단계 수력발전소의 저수지로 흘러 들어가는 물의 양이 전체 또는 대부분을 차지하고 두 발전소 사이에 2일 이상의 조절 저수지가 없는 수력발전소 집합을 말한다.

66.  거래 포인트 전력시장에서 즉시 전력 거래를 위한 전력 수급량을 결정하기 위해 사용되는 위치를 말한다.

67. 발전 계획 소프트웨어 전력 시스템 및 전력시장 운영자가 사용하여 다음 날 및 거래 주기의 발전 계획을 세우는 소프트웨어 시스템을 말한다.

68. 시스템 부하 전력 시스템의 모든 발전기의 극단 단위 전력 생산량과 수입 전력량을 합쳐서 전력 시스템의 총 전력 소비량을 계산한 값에서 30MW 이하의 총 설비용량을 가진 시장 참여를 하지 않는 발전소와 같은 강의 단위 발전소 내에서 60MW 이하의 총 설비용량을 가진 상류 단계 수력발전소의 전력 생산량을 뺀 값을 말한다.

69. 전력 시스템 지역 부하 전력 시스템 지역의 전력 소비량을 전력 수출량과 송전망 손실, 해당 지역 분배망 손실을 고려하여 계산한 값을 말한다.

70. 국가 전력 시스템 부하 각 지역 전력 시스템 부하와 지역 간 연결선 손실을 합친 값을 말한다..

71. 시스템 부하 결제 계산용 전력 시스템의 모든 발전기의 극단 단위 전력 생산량과 수입 전력량을 합친 값을 말한다.

72. 측정 생산량 전력 생산량 측정 장치가 전력 생산량을 측정한 값을 말한다.

73. 연간 계획 생산량 다음 해에 예상되는 발전소의 전력 생산량을 말한다.

74. 월별 계획 생산량 연도 내 각 달에 예상되는 발전소의 전력 생산량을 말한다.

75. 열 손실률 발전기 또는 발전소가 단위 전력 생산을 위해 소모하는 열 에너지를 말한다.

76. 사용자 계정 전력시장 전자 정보 게시판에 접속하기 위해 회원 단위가 사용하는 로그인 이름을 말한다.

77. 월 M 현재 전력시장 운영 월로서 양력 월을 말한다.

78. 전력시장 참여 단위 통합문서 제2조에 따라 전력시장 거래 활동이나 서비스 제공에 참여하는 단위를 말한다.

79. 당일 거래 전력시장 당일 발전 계획, 본인의 제안 가격에 따른 시장 가격 계산, 그리고 당일 거래 주기별 전력 거래에 대한 결제를 수행하는 시장을 말한다.

80. 용량 부족 모든 발전소의 공개 용량 총합이 예측된 시스템 부하 요구량보다 작은 상태를 말한다.

81. 시장 정보 전력시장 활동과 관련된 모든 데이터와 정보를 말한다.

82. 다음날 제안 마감 시간 발전소가 다음날의 제안을 변경할 수 없게 되는 시간을 말하며, 통합문서 제46조에 명시된 예외 사항을 제외한다. 전력시장에서는 날짜 D의 제안 마감 시간은 날짜 D-1의 오후 11시 30분이다.

83. 발전 순서 제안된 용량 범위를 가격이 낮은 순서대로 배열한 결과를 말하며, 시스템 제약 조건을 고려한다.

84. 연간 부하 계수 계산 시간 총합 발전기가 상업 운전을 시작한 N-1년 이전부터 N년까지의 연간 시간 총합 또는 N년 동안 상업 운전을 시작한 발전기는 그 발전기의 상업 운전 시작 시점부터 N년 말까지의 시간 총합을 말하며, N년에 승인된 계획에 따른 발전기 수리를 제외한다.

85. 월간 부하 계수 계산 시간 총합 발전기가 상업 운전을 시작한 M-1월 이전부터 M월까지의 월간 시간 총합 또는 M월에 상업 운전을 시작한 발전기는 그 발전기의 상업 운전 시작 시점부터 M월 말까지의 시간 총합을 말하며, M월에 승인된 계획에 따른 발전기 수리를 제외한다.

86. 느린 출발 발전기 30분 미만의 시간 내에 출발하고 그리드에 연결할 수 없는 발전기를 말한다.

87. 전력시장 전자 정보 페이지 전력시장 운영 정보를 공개하는 전자 정보 페이지를 말한다.

88. 주 T 현재 운영 중인 전력 시장 주기이다.

89. 연료 가스 한도 초과 첫 번째 가격 대역에서 동일한 가격으로 제출된 가스 터빈 발전기들의 총 발전 용량과 간접적으로 전력 시장에 참여하는 발전소들의 최저 안정 발전 용량을 합한 값이 해당 발전소들의 연료 가스 한도를 계산한 값보다 큰 경우를 말한다. 연료 가스 한도 초과는 발전 계획 작업에서만 적용되며, 발전소의 계약 생산량 조정에는 사용되지 않는다.

90. 측정 위치 전력 시스템 측정 장치가 설치되어 전력 생산량 및 소비량을 확인하여 전력 시장 결제를 수행하기 위한 위치로, 산업부가 발간한 전력 시스템 측정 규정 및 관련 규정을 준수해야 한다.

91. 설비 고장 중단 확률 설비 고장 원인으로 인한 단위 발전기의 불능 확률로서, 고장 중단 주기 수와 가능한 주기 수와 고장 중단 주기 수의 비율(%)으로 계산된다.

장 II
전력 시장 참가 등록

제4조 발전 단위의 전력 시장 참가 의무

1. 발전 분야에서 전력 사업 허가를 받은 발전소로서, 국가 전력망에 연결된 발전 용량이 30MW 이상인 발전소; 피크 시간대 가격 방식(Part Load Factor)을 포함한 피크 시간대 가격 방식에 따른 전력 구매 계약이 만료된 용량이 10MW 이상인 수력 발전소; 정부의 가격 인센티브 및 우대 정책에 따라 만료된 계약을 가진 용량이 10MW 이상인 재생에너지 발전소; BOT 방식의 발전소가 계약을 완료하고 베트남으로 이관된 발전소; 정부가 2024년 7월 3일에 발행한 80/2024/NĐ-CP 호 Chí정 phủ에 따른 직접 전력 판매 계약을 체결할 수 있는 재생에너지 발전소 국가 전력망을 통해 전력 시장에 참여해야 한다. 이러한 발전소를 소유한 발전 단위는 해당 발전소가 제3항에 규정된 경우를 제외하고는 전력 시장 참가 등록 절차를 완료하고 직접 시장에 참여해야 한다.

2. 용량이 30MW 이하이고 110kV 이상의 전력망에 연결된 발전소(제3항 a, c, đ, e 호에 규정된 경우를 제외함), 수력이 아닌 재생에너지 발전소로서 용량이 10MW 이상인 발전소, 산업 단지 내에 위치한 발전소로서 국가 전력망에 일부 전력 생산량을 판매하는 경우 직접 전력 시장에 참여할 권리를 갖는다. 직접 시장에 참여하는 경우, 발전소는 다음과 같은 책임을 갖는다:

a) 제5항에 규정된 기준에 따라 기반 시설을 준비한다;

b) 제7조 제1항에 규정된 등록 절차에 따라 참가 등록 신청서를 제출하고 완성한다;

c) 본 통고 및 관련 법규에 규정된 발전 단위의 시장 참가 요구 사항을 준수한다.

3. 간접적으로 시장에 참여하는 발전소는 다음과 같다:

a) 合同仍然有效的BOT电厂；

b) 非水电的可再生能源电厂（第二项规定的情况除外）；

c) 必须最大限度使用天然气燃料以保障国家利益并经有权机关批准间接参与电力市场的火电厂；

d) 只向国家电网出售部分或不售出其全部电力产量（第二项规定的情况除外）的工业园区内的电厂；

e) 战略性多用途水电厂；

f) 进口电源；

g) 必须在年度公布名单中提供快速启动服务的辅助服务电厂；

h) 合同仍然有效的基于避免成本机制运行的电厂。

4. 在N年的11月1日之前，系统运营商和电力市场有责任编制并向电力监管局报告N+1年直接交易的发电单位、间接交易的发电单位以及电力市场的购电单位名单，以便向市场参与者公布。

5. 直接参与电力市场的发电单位拥有者有责任投资并完善市场信息系统的设备连接（包括：报价系统、调度管理系统、市场结算支持系统、内部市场信息网络系统）、SCADA/EMS系统、计量系统和数字签名，以满足电力市场运营的要求，并符合相关规定。

조 5. 전력시장 참여 의무에 대한 전력 구매업체

1. 전력 구매업체는 제69조 이 통지에서 정한 전력 소매시장 범위 내의 측정 장소에서 전력을 구매하는 경우 전력시장에 등록하여 참여할 책임이 있다.

2. 전력 구매업체는 시장 정보 시스템, 전력 측정 시스템, 원격 측정 데이터 수집 시스템, 관리 범위 내의 경계 측정 장소, 그리고 시장 운영 요구 사항을 충족하는 디지털 서명을 포함한 시스템 투자 및 완성을 책임진다.

조 6. 전력시장 참여 시기

1. 발전소를 소유한 발전업체는 다음 각 호의 경우에 따라 전력시장에 참여한다.

가) 발전소의 상업운전 날짜가 M월 1일부터 M-1월 20일 이전으로 인정된 경우 M월 1일부터

나) 발전소의 상업운전 날짜가 M-1월 20일부터 M-1월 말일까지로 인정된 경우 M+1월 1일부터

2. 국가의 인센티브 및 우대 정책에 따른 계약 기간 만료 후 발전소를 소유한 발전업체는 다음 각 호의 경우에 따라 전력시장에 참여한다.

가) 산업통상자원부가 발행한 발전가격 결정 방법과 전력매매계약이 M-1월 20일 이전에 체결된 경우 M월 1일부터

나) 산업통상자원부가 발행한 발전가격 결정 방법과 전력매매계약이 M-1월 20일부터 M-1월 말일까지 체결된 경우 M+1월 1일부터

3. 전력 구매업체는 전력망에서 전력을 수급하는 날부터 전력시장에 참여한다.

조 7. 직접 거래 발전업체와 전력 구매업체의 전력시장 참여 등록

1. 직접 거래 발전업체에 대해

가) 발전업체는 다음 요건을 충족하면 전력시장에 참여한다.

- 유효한 발전영업 허가증

- 제4조 제5항 이 통지에서 정한 시스템의 인수 검사를 완료하고 상용 운전에 돌입함

- 발전 매매 계약 체결 및 발전소 상업운전 날짜 공인 문서 작성 완료

- 단계형 수력발전소 그룹을 대표하는 발전업체의 경우 그룹 내 단계형 수력발전소의 공동 가격 제안 단위에 대한 합의

나) 이 통지 제6조에서 정한 최종 전력시장 참여 시점 전 7일 이내에 발전업체는 각 발전소에 대한 전력시장 참여 등록 신청서 1부를 전력 시스템 및 전력시장 운영업체에게 전자 정보 시스템을 통해 제출해야 한다. 전력 시스템 및 전력시장 운영업체는 발전업체의 전력시장 참여 등록 신청서 구성 요소에 대한 지침을 제공한다.

2. 전력 구매업체에 대해

가) 전력 구매업체는 다음 요건을 충족하면 전력시장에 참여한다.

- 유효한 발전영업 허가증

- 해당 업체의 경계 측정 장소에서의 전력 측정에 대한 규정 준수

- 관리 범위 내의 경계 측정 장소에서 원격 측정 데이터 수집 시스템의 인수 검사 완료, 시장 내부 정보 연결망 시스템, 그리고 디지털 서명

나) 이 통지 제6조 제2항 제2호에서 정한 최종 전력시장 참여 시점 전 7일 이내에 전력 구매업체는 전력 시스템 및 전력시장 운영업체에게 전자 정보 시스템을 통해 전력시장 참여 등록 신청서 1부를 제출해야 한다. 전력 시스템 및 전력시장 운영업체는 전력 구매업체의 전력시장 참여 등록 신청서 구성 요소에 대한 지침을 제공한다.

조 8. 전력시장 참여 신청 서류 검사

1. 접수일로부터 2영업일 이내에 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 전력시장 참여 신청 서류의 완성도를 검사하고, 규정된 조건을 충족하지 못한 경우 신청자에게 보완 또는 완료를 요구한다(본 통지 제7조 참조).

2. 접수일로부터 3영업일 이내에 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 신청 서류를 검사하고, 신청자의 정식 참여 가능성을 평가한다.

3. 신청자가 전력시장 참여 조건을 모두 충족한 경우, 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 신청자에게 통보하고, 해당 신청자가 전력시장에 정식으로 참여하기 24시간 전까지 전력시장 웹사이트에 공고한다.

조 9. 전력시장 참여 회원 정보

1. 전력시장 참여 회원은 전력 시스템 및 전력시장 운영기관에 일반적인 회원 정보를 등록해야 한다.

2. 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 각 회원 유형에 대한 세부적인 신청 정보 요구 사항을 작성하고 공표한다.

3. 계량기 등록 및 연결점 확인

가) 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 거래 범위 내의 모든 계량기와 연결점의 등록 정보를 설정하고 유지한다.

나) 각 계량기에 대해 등록 정보는 계량기 관리 및 운용 책임자와 계량 데이터 수집 책임자를 명확히 표시해야 한다.

다) 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 관련 참여 회원과 협력하여 각 참여 회원의 연결점 및 계량기를 확인한다.

라) 연결점 소유권 또는 책임이 변경되는 경우, 관련 참여 회원은 변경사항을 전력 시스템 및 전력시장 운영기관에 통보해야 한다.

4. 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 모든 참여 회원의 등록 정보를 저장하고 업데이트한다.

5. 등록 정보가 변경되는 경우, 참여 회원은 변경사항을 전력 시스템 및 전력시장 운영기관에 통보해야 한다.

6. 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 참여 회원의 등록 정보를 업데이트하고 공표하며, 과거 데이터를 포함한 모든 정보를 보관한다.

7. 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 참여 신청 또는 참여 회원의 변경사항이 있을 때 전력 규제청에 보고해야 한다. 이 보고에는 새로운 회원의 신청 상황 및 심사 결과, 참여 회원의 정보 변경사항 또는 시장 탈퇴 사항이 포함된다.

조 10. 전기시장 참여 종료

1. 전기시장 참여 종료 사유

a) 발전소가 다음 각 호의 사유로 전기시장 참여를 종료할 수 있다:

- 발전소 소유 발전사업자가 발전소가 완전히 운전을 중단하거나 등록된 전기시장 참여 정보에 따른 설비용량을 1년 이내에 유지하거나 복구할 수 없는 경우 발전소의 요청에 따라;

- 발전소의 발전 사업 영역 전력업무 허가증이 회수되거나 만료되는 경우.

b) 전력 구매사업자가 전기시장 내 거래 지점에서 전기를 계속 구매하지 않거나 전력 판매 및 소매 사업 영역 전력업무 허가증이 회수되거나 만료되는 경우.

2. 전력업무 허가증이 회수된 경우, 발전사업자 또는 전력 구매사업자의 전기시장 참여 종료 시기는 해당 전력업무 허가증이 회수된 기관의 결정에 따라 회수된 날짜부터 시작한다. 그 외의 경우에는 전기시장 참여 종료를 원하는 날짜로부터 최소 30일 전까지 전기시장 참여 주체는 전력 시스템 운영 및 전기시장 단위에 전기시장 참여 종료를 요청하는 문서를 제출해야 한다.

3. 전기시장 참여 주체가 전기시장 참여 종료를 요청하는 문서를 받은 날로부터 10일 이내에 전력 시스템 운영 및 전기시장 단위는 검토하고 결정하며, 전력 규제청에 통보하여 감독을 받는다.

4. 전력 시스템 운영 및 전기시장 단위는 전기시장 참여 주체의 전기시장 참여 종료와 관련된 서류와 통지를 전기시장 웹사이트에 보관해야 한다.

조 11. 직접 전기시장 참여 없이 발전소 동원 문제 처리

1. 발전소가 전력업무 허가증을 받았고 본 통지의 조 4항에 따라 전기시장 참여가 의무화되었으나 발전사업자가 발전소 등록을 완료하지 않은 경우, 전력매매계약이 없는 발전소, 전력매매계약이 있으나 전기요금이 없거나 만료된 발전소, 상업운전 날짜 합의가 이루어지지 않은 발전기의 경우, 전력 시스템 운영 및 전기시장 단위는 국가 전력망에 발전기를 동원하지 않는다. 다만, 다음 각 호의 사유가 있는 경우는 예외이다:

a) 전력망 공급과 수요 불균형 발생 또는 전력공급 안전을 보장하기 위한 경우;

b) 하류 수요를 보장하기 위한 연계댐 운영 절차, 단일 댐 운영 절차 또는 정부 기관의 요구사항(수력발전소에 한함)에 따라;

c) 수력발전소의 방류 억제를 위해.

2. 상업운전 중인 발전소가 전기시장 참여 등록 과정 중이나 참여 시점을 기다리는 경우: 간접적으로 전기시장 참여 발전소로 동원된다.

3. 전력 시스템 운영 및 전기시장 단위가 본 조 제1항, 제2항의 규정에 따라 발전소를 동원한 경우, 발전소 소유 발전사업자는 전력매매계약 또는 양 당사자 간에 정부 기관의 승인을 받은 합의에 따라 결제를 받는다.

장 III
 전기시장 운영 원칙

조 제12조 거래일, 거래주기, 운영주기, 운전원칙

1. 거래일은 양력 날짜의 00시 00분부터 24시 00분까지로 계산한다.

2. 거래주기는 거래일의 각 30분 단위 시작 시점으로부터 30분으로 계산된다. 기반시설 조건이 충족될 경우 전력시장운영위원회는 거래주기를 30분 미만으로 줄이는 것을 검토한다.

3. 운영주기는 거래일의 각 30분 단위 시작 시점으로부터 30분으로 계산된다. 기반시설 조건이 충족될 경우 전력시장운영위원회는 운영주기를 30분 미만으로 줄이고 이는 제2항의 거래주기 감소와 동일하게 이루어진다.

4. 전력시장에 참여하는 과정에서 각 주체는 시장운영규정을 준수하고 전력시스템운영기관 및 전력시장의 지시와 안내를 따르며 안정적이고 효율적인 경쟁을 보장하고 전력시스템을 안전하게 운전하기 위해 노력해야 한다.

조 제13조 전력매매거래점

1. 전력시장에 참여하는 각 회원의 매매거래점은 다음과 같이 구성된다:

가. 발전회사의 경우, 그 회사의 발전소가 국가전력망과 연결되는 지점에서 거래점이 계산된다.

나. 전력구매회사의 경우, 그 회사의 거래점은 다음과 같이 계산된다:

- 전송망과 구매회사의 분배망 사이의 연결 지점;

- 발전소가 참여하는 경우, 발전소와 구매회사의 분배망 사이의 연결 지점(있을 경우);

- 구매회사 간 분배망에서의 연결 지점.

2. 발전회사와 전력구매회사는 전력시장에 참여할 때 시스템운영기관 및 전력시장에 거래점을 등록해야 한다. 거래점 변경 또는 추가 시, 발전회사와 전력구매회사는 이를 시스템운영기관 및 전력시장에 통보해야 한다.

3. 시스템운영기관 및 전력시장은 각 참여 회원에 대한 거래점 목록을 작성, 관리하며 공표하는데 관련 주체들과 협력해야 한다.

4. 시스템운영기관 및 전력시장은 각 거래점에 대한 전력계량기 목록을 작성하고 관리하여 거래주기별 해당 거래점에서의 전력거래량을 확인하는데 관련 주체들과 협력해야 한다.

조 제14조 제시가격 한도

1. 전력시장에서 발전기의 제시가격은 최저제시가격부터 최고제시가격까지로 제한된다.

2. 열발전기의 경우

가. 열발전기의 최고제시가격은 연간 결정되며 월별로 조정되며 다음 요인들을 기준으로 계산된다:

- 발전기의 열손실률;

- 발전기의 시간운전효율감소계수;

- 연료가격;

- 전력매매계약 변동가격.

나. 열발전기의 최저제시가격은 0원/千瓦时。

3. 수력발전기의 경우

가. 수력발전기의 최고제시가격은 본 통칙 제42조에 규정되어 있다.

나. 수력발전기의 최저제시가격은 0원/千瓦时。

조 15. 시장 가격 적용 발전 단위 직접 거래

1. 발전 단위를 위한 전력 시장 가격

가) 전기 시스템 및 전력 시장 운영 주체는 운전 후에 무제약 일정 방법을 기초로 계산해야 함.

나) 전력 시장 최고 가격을 초과하지 않음.

2. 발전 단위를 위한 용량 시장 가격

가) 전기 시스템 및 전력 시장 운영 주체는 다음 연도 운전 계획 과정에서 계산하고 적용 연도 내 변경 없이 유지해야 함.

나) 새로운 발전소가 충분한 변동 비용과 고정 비용을 회수할 수 있도록 원칙에 따라 계산됨.

3. 발전 단위를 위한 전력 시장 전체 가격은 다음 두 요소의 합으로 계산됨.

가) 발전 단위를 위한 전력 시장 가격

나) 발전 단위를 위한 용량 시장 가격

조 16. 계약 생산량 결정

1. 일반 규정

가) 발전 단위와 구매 단위는 계약 판매 전력에 대한 계약 생산량 또는 계약 가격으로 지불되는 전력 생산량 비율을 계약에 명시하여 연간(또는 다년 기간 중 각 연도) 계약 생산량을 결정하기 위해 협상하고 통일해야 함. 계약된 연간 생산량을 기준으로 발전 단위와 구매 단위는 각 달에 대한 계약 생산량 분배를 계산하고 통일해야 함.

발전 단위와 구매 단위가 연간, 월별 계약 생산량 정보를 통일하는 경우, 시스템 운영 주체와 전력 시장 주체에게 통보하여 계약 생산량을 거래 주기별로 분배하도록 함. 발전 단위와 구매 단위가 계약 가격으로 지불되는 전력 생산량 비율만 통일하는 경우, 시스템 운영 주체와 전력 시장 주체에게 통보하여 이 규정에 따라 계약 생산량을 계산하고 분배하도록 함.

나) 계약 가격으로 지불되는 전력 생산량 비율은 100%를 초과하지 않으며 60% 미만이 되지 않음.

다) 연료 소비 규제가 적용되고 정부 관리 기관의 허가를 받은 발전소는 발전 단위와 구매 단위가 시스템 운영 주체와 전력 시장 주체에게 제공하여 계약 생산량을 계산하고 분배해야 함. 여기서 연간 계약 생산량은 해당 연도 연료 소비 규제량에 대응하는 전력 생산량보다 적어질 수 없으며 발전소의 이용 가능성을 고려함.

2. 베트남 전력그룹과 계약한 발전소에 대해

가) 발전 단위와 베트남 전력그룹이 연간, 월별 계약 생산량에 대해 협상하고 통일한 경우, 양 당사자는 시스템 운영 주체와 전력 시장 주체에게 정보를 제공하여 이 규정 제38조 제3항에 따라 각 거래 주기별로 계약 생산량을 계산하고 분배하도록 함.

나) 발전 단위와 베트남 전력그룹이 계약 가격으로 지불되는 전력 생산량 비율만 협상하고 통일하였거나, 연간, 월별 계약 생산량에 대해 협상하고 통일하지 못한 경우:

- 열력 발전소의 경우, 시스템 운영 주체와 전력 시장 주체는 이 규정 제28조에 따라 다음 연도 최소 계약 생산량을 계산하고 분배하며, 이 규정 제38조 제1항에 따라 열력 발전소의 월별 계약 생산량을 계산하고 분배함.

- 수력 발전소의 경우, 시스템 운영 주체와 전력 시장 주체는 이 규정 제38조 제2항에 따라 월별 계약 생산량을 계산하고, 이 규정 제38조 제3항에 따라 각 거래 주기별 계약 생산량을 계산함.

3. 베트남 전력그룹과 계약한 발전소와 전력 구매 단위와 계약한 발전소에 대해

가) 각 당사자가 연간, 월별 계약 생산량에 대해 협상하고 통일한 경우, 시스템 운영 주체와 전력 시장 주체에게 정보를 제공하여 이 규정 제40조에 따라 각 거래 주기별로 계약 생산량을 계산하고 분배하도록 함.

나) 각 당사자가 계약 가격으로 지불되는 전력 생산량 비율만 협상하고 통일하였거나, 연간, 월별 계약 생산량에 대해 협상하고 통일하지 못한 경우, 시스템 운영 주체와 전력 시장 주체는 이 규정 제28조, 제29조, 제38조에 따라 최소 연간 계약 생산량, 최소 월별 계약 생산량, 월별 계약 생산량을 계산하고, 이 규정 제40조에 따라 각 거래 주기별로 분배하도록 함.

4. 신규 발전소(이 시행령이 효력을 발생한 이후 상업 운전을 시작하는 발전소)

가) 발전소 예정 상업 운전 날짜로부터 90일 전, 발전 단위와 구매 단위는 이 규정 제1항 제1호에 따라 계약 가격으로 지불되는 전력 생산량 비율 또는 연간, 월별 계약 생산량에 대해 판매 전력 계약에 협상하고 통일해야 함.

나) 발전 단위와 구매 단위가 남은 연도의 월별 계약 생산량에 대해 통일하지 못한 경우, 시스템 운영 주체와 전력 시장 주체는 이 규정 제38조 제1항 또는 제2항에 따라 계산해야 함.

c) 각 거래 주기별 계약 생산량: 발전 단체와 구매 단체 간에 별도로 합의하지 않는 한, 발전소의 각 거래 주기별 계약 생산량은 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체가 다음 달 운영 계획을 수립할 때 해당 월 계약 생산량을 해당 월의 거래 주기에 분배하는 방식으로 결정되며, 이는 본 통고 제38조 제3항 및 제40조에 규정된 바에 따른다.

5. 발전소가 베트남 전력그룹 또는 구매 단체와 제1항 규정에 따라 계약 연도 N+1의 계약 생산량 또는 계약 가격으로 지급되는 전력 생산량에 대한 합의를 이루지 못하고, 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체에게 11월 15일 이전에 제공하지 않은 경우:

a) 발전 단체와 구매 단체는 계약 가격으로 지급되는 전력 생산량 비율과 계약 연도 N+1의 계약 생산량을 보고 전력 규제국에 제출하고, 매년 11월 20일 이전에 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체에 제공해야 한다.

b) 발전 단체와 구매 단체의 보고를 근거로, 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체는 제1항 제1호 점 b에 규정된 바에 따라 다음 연도의 계약 가격으로 지급되는 전력 생산량 비율 조정안을 제안하고, 이를 전력 규제국에 보고해야 한다.

c) 계약 가격으로 지급되는 전력 생산량 비율 또는 계약 연도에 대한 합의가 이루어지지 않은 경우: 11월 N일 이전에, 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체가 점 b 항 제1호에서 규정한 계산 결과를 근거로, 산업부는 계약 연도 N+1의 계약 가격으로 지급되는 전력 생산량 비율을 공표하여 당사자들이 합의되지 않은 기간 동안 이에 따르도록 한다.

- 산업부가 공표한 계약 가격으로 지급되는 전력 생산량 비율은 제1항 제1호 점 b에서 정한 범위 내에 있다.

- 산업부가 공표한 계약 가격으로 지급되는 전력 생산량 비율을 근거로, 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체는 본 통고 제28조에 따라 최소 연간 계약 생산량과 최소 월별 계약 생산량을 계산하고, 본 통고 제38조 제1항 및 제2항에 따라 월별 계약 생산량을 계산하며, 이를 발전 단체와 구매 단체에 통보하여 이들 단체가 본 통고에 따른 전력 시장 운영 규정을 준수하도록 한다.

d) 산업부가 공표한 계약 가격으로 지급되는 전력 생산량 비율 적용 기간 동안, 발전 단체와 구매 단체는 연도의 나머지 월에 대한 계약 생산량에 대해 계속 협상한다. 발전 단체와 구매 단체가 연도의 나머지 월에 대한 계약 생산량에 대한 합의를 이루면, 이를 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체에 제공하여 계산하고 공표한다. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체가 계약 생산량을 계산하고 공표한 시점에서 발전 단체와 구매 단체가 합의를 이루지 못하면, 각 단체는 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체가 계산하고 공표한 계약 생산량을 준수한다.

6. 계약 생산량 조정:

a) 월별 계약 생산량 조정:

- 발전 단체와 구매 단체가 월별 계약 생산량 또는 월별 계약 생산량 조정 내용(조정 사유, 조정 원칙 등)에 대해 합의를 이루는 경우: 월별 운영 이전에 월별 계약 생산량 조정은 전력 구매 계약에 규정된 바에 따라 이루어지고, 본 통고의 적용 대상이 아니다. 각 단체는 이미 합의된 내용을 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체에 통보하여 전력 시장 운영을 지원해야 한다.

- 발전 단체와 구매 단체가 별도의 합의 없이 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체가 본 통고 제38조 제1항에 따라 계산한 열 전력 발전소의 월별 계약 생산량에 대한 조정: 월별 계약 생산량 조정은 본 통고 제37조에 규정된 조정 원칙에 따라 이루어진다.

b) 거래 주기별 계약 생산량 조정:

- 발전 단체와 구매 단체가 거래 주기별 계약 생산량 조정 원칙(조정 사유, 조정 원칙 등)에 대해 합의를 이루는 경우: 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체가 거래 주기별 계약 생산량을 계산하고 공표하기 전에 거래 주기별 계약 생산량 조정은 양 당사자의 합의에 따라 이루어진다. 각 단체는 이미 합의된 내용을 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체에 통보하여 전력 시장 운영을 지원해야 한다.

- 발전 단체와 구매 단체가 별도의 합의 없이 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체가 본 통고 제39조 및 제40조에 따라 계산한 각 거래 주기별 계약 생산량에 대한 조정: 거래 주기별 계약 생산량 조정은 본 통고 제39조에 규정된 조정 원칙에 따라 이루어진다.

조항 17. 과부하 또는 과도한 전력 공급 시 전력원 동원 원칙

1. 전력원 동원 원칙은 전력 시스템의 지속적인 운전, 신뢰성 및 안전을 보장하기 위해 기술적 제약 조건을 준수해야 하며, 이는 다음과 같은 요소를 포함한다.

가) 전력 시스템의 기술 요구 사항, 예를 들어 전기 장비의 과부하 처리, 전압 상태 유지, 전력망 안정성 보장, 피크 부하 요구 사항 충족 등

나) 원료 공급 시스템의 기술 요구 사항

다) 발전소의 배출 요구 사항

라) 하류 수자원 공급 요구 사항 또는 연계 저수지 운영 절차에서 정한 수위 제약 조건

2. 적용 조건:

가) 운전 계획 수립 작업 중: 발전용량이 최저 안정화 수준 또는 열 전력 연결 발전기의 기술적 제약 조건을 만족시키기 위한 발전용량, 재생에너지 발전원의 예측 발전용량, 수력 발전 댐의 방류 용량 또는 하류 수자원 공급 요구 사항을 충족시키기 위한 용량이 해당 지역, 구역 또는 전력 시스템 전체의 거래 주기 동안 예상 피크 부하와 지역 간 전송 제한 또는 전력 시스템 전체의 예상 부하를 초과할 때

나) 일정 계획 수립 작업 중: 간접 거래 단위 발전용량의 총량, 재생에너지 발전원의 예측 발전용량, 그리고 직접 전력 시장에 참여하는 발전소의 총 발전용량(수력 발전소의 최저 발전용량 또는 기술적 제약 조건을 만족시키기 위한 발전용량 포함)이 해당 지역, 구역 또는 전력 시스템 전체의 거래 주기 동안 예상 피크 부하와 지역 간 전송 제한 또는 전력 시스템 전체의 예상 부하를 초과할 때

3. 조항 2의 본 조항에서 정한 적용 조건을 충족하는 경우, 전력 시스템 및 전력 시장 운전 단위는 다음 순서로 발전소 및 발전기를 중단하거나 감축할 책임이 있다.

가) 변동 비용이 높은 순서대로 열 전력 발전기의 발전용량 감축

나) 재생에너지 발전소 및 다른 발전소보다 먼저 중단 또는 감축될 수 있는 조건으로 합의된 수력 발전소(연결 합의 또는 전력 판매 계약에서 규정된 조건에 따라 적용)

다) 방류되지 않은 수력 발전소의 잔여 용량 비율에 따라 낮은 순서부터 높은 순서까지 발전소 중단 또는 감축

라) 느린 시작 시간을 가진 발전기의 중단 순서: (i) 자발적으로 발전을 중단하는 발전기; (ii) 발전기의 입찰 가격(다음 날 또는 다음 주 계획 수립만 적용); (iii) 변동 비용 순서대로 높은 순서부터 낮은 순서까지; 동일한 변동 비용을 가진 느린 시작 시간을 가진 발전기는 시작 비용 순서대로 낮은 순서부터 높은 순서까지 중단

마) 저장 가능한 재생에너지 발전소의 감축

나) FIT(고정가격계약) 제도에 따르지 않는 재생에너지 발전소의 감축(본 조항 제3항 제i호에 명시된 발전소 제외)

바) FIT(고정가격계약) 제도에 따른 풍력 발전소 또는 태양광 발전소의 일부 또는 전체 감축(본 조항 제3항 제i호에 명시된 발전소 제외); 중압 네트워크에 연결된 태양광 발전소(다음 해, 월, 주 계획 수립 계산만 적용); 피크 시간 회피 비용 제도에 따른 수력 발전소의 동원(본 조항 제3항 제h호에 명시된 방류 중인 발전소 제외)

사) 직접 시장에 참여하고 있는 방류 중인 수력 발전소의 감축 및 간접 시장에 참여하고 있는 방류 중인 수력 발전소의 감축

아) 상업 운전 날짜 인증 전 실험 중인 발전소의 일부 또는 전체 감축(터빈, 풍력 터빈, 태양광/풍력 선 포함)

4. 본 조항 제3항에서 동일 위치에 있는 발전소 및 발전기는 발전용량 비율(정해진/사용 가능/공표된 발전용량 선택)에 따라 균등하게 분배되며, 가격 기준은 고려하지 않는다.

장 IV
전력 시장 운전 계획

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차
다음 해 전력 운전 계획

조 18. 다음 연도 운전 계획

1. 전력 시스템 및 전력 시장 운전 주체는 다음 연도 전력 시장 운전 계획을 작성하며, 다음 사항을 포함해야 한다.

가) 최선의 신규 발전소 선정;

나) 전력 시장 용량 가격 산출;

다) 수력 발전 댐의 최적 수위 및 물량 산출;

라) 화력 발전기 제안 가격 한도 산출;

마) 전력 시장 최고 가격 방안 결정;

바) 화력 발전소에 대한 계약 생산량 및 연간 계약 생산량 최소치 계산 및 해당 연간 계약 생산량 최소치를 각 달에 분배하는 것(연간 계약 생산량에 대해 합의되지 않은 화력 발전소에 적용);

2. 전력 시스템 및 전력 시장 운전 주체는 모의 전력 시장 모델을 사용하여 조 1의 내용을 계산해야 한다. 화력 발전기의 모의 전력 시장 입력 값은 본 조 제3항에서 정한 화력 발전기의 변동 비용, 수리학적 특성, 수력 발전소의 기술적 특성, 전력 송전 시스템 운영 계획 관련 규제, 보상 요구사항, 그리고 주파수 제어 서비스와 관련된 제약 조건을 포함한다.

3. 화력 발전기의 변동 비용은 다음과 같이 결정된다.

가) 전력 구매 계약에 따른 열 효율 비용이 결정될 경우, 발전기의 변동 비용은 다음과 같이 결정된다.

VC_다= + +

여기서:

VC_다: 발전기의 변동 비용(원/kWh);

: 주요 연료 비용 변동에 따른 변동 요소(원/kWh);

: 부연료 비용 변동에 따른 변동 요소(원/kWh);

: 기타 발전소 비용 변동에 따른 변동 요소(원/kWh).

- 주요 연료 비용 변동에 따른 변동 요소는 다음 공식으로 결정된다.

 

여기서:

: 주요 연료 비용 변동에 따른 변동 요소(원/kWh);

: 전력 구매 계약에 규정된 주요 연료의 평균 열 효율(kg/kWh 또는 BTU/kWh 또는 kcal/kWh);

: 주요 연료 비용(운송비 포함)(원/kCal; 원/BTU 또는 원/kg).

- 부연료 비용 변동에 따른 변동 요소는 다음 공식으로 결정된다.

 

여기서:

: 부연료 비용 변동에 따른 변동 요소(원/kWh);

: 전력 구매 계약에 규정된 제작업체 기준 부연료의 평균 열 효율(kg/kWh);

: 부연료 비용(운송비 및 기타 비용 포함)(원/kg).

- 연료(주연료 및 부연료)의 평균 열 효율은 전력 구매 주체가 제공하며, 효율 감소 계수에 따라 조정된다. 전력 구매 계약에 평생 프로젝트 평균 열 효율이 명시되어 있는 경우 효율 감소 계수에 따른 조정은 이루어지지 않는다. 전력 구매 계약에 특정 부하 수준의 열 효율 곡선만 있는 경우, 발전기의 열 효율은 계약에 명시된 전력 생산량 평균 수준에 해당하는 부하 수준에서 결정된다.

전력 구매 계약에 열 효율이 명시되어 있지 않은 화력 발전기의 경우, 동일 기술 및 설비용량의 제작업체와 동일한 발전소 표준의 열 효율로 결정된다. 전력 시스템 및 전력 시장 운전 주체는 발전소 표준의 연료 소비량 또는 열 효율을 계산해야 한다.

- 화력 발전기의 효율 감소 계수는 전력 구매 주체가 제공한 전력 구매 계약에 명시된 효율 감소 계수로 결정된다.

전력 구매 계약에 효율 감소 계수가 명시되어 있지 않은 경우, 전력 시스템 및 전력 시장 운전 주체가 동 유형의 발전소 표준 효율 감소 계수를 적용한다.

- 발전소의 기타 변동 요소(원/kWh)는 전력 구매 계약에 규정된 내용에 따라 결정된다.

나) 전력 구매 계약에 열 효율이 명시되어 있지 않은 경우, 발전기의 변동 비용은 전력 구매 계약에 명시된 N년도 변동 가격(주연료 운송비 포함)으로 결정되며, 이는 N년도 변동 가격에 영향을 미치는 요소를 반영한다. 전력 구매 계약이 체결되지 않은 발전소의 경우, 동일 기술 및 설비용량의 계약 발전소의 N년도 변동 가격을 적용한다.

다) N년도 변동 가격 또는 변동 비용 산출을 위한 가격 및 비용 구성 요소는 다음과 같이 결정된다.

- N년도 연료 가격은 관할 기관이 공표하거나 지시한 내용에 따름;

- N년도 연료 가격은 전력 구매 계약 또는 연료 구매 계약에 규정된 내용에 따름. 연료 가격이 연료 공급 계획 및/또는 연료 가격 지표에 의존하는 경우, 발전소 및 연료 공급자는 전력 구매자에게 연료 공급 계획 및/또는 연료 가격 지표를 제공하여 N년도 예상 연료 가격 산출 과정에서 고려하도록 해야 함;

- N년도 연료 가격은 최근 3개월의 전력 요금 청구서 기록을 기반으로 하며, N년도 연료 가격에 영향을 미치는 요소를 고려한다. N년도 계획 시점에서 가장 최근 달의 연료 가격이 포함된 전력 요금 청구서가 아직 제공되지 않은 경우, 연료 구매 계약에 따른 청구서 기준으로 연료 평균 가격을 사용할 수 있음;

- 전력 구매 계약에 명시된 변동 비용, 연료 소비량이 여러 부하 수준에서 결정되는 경우, 발전소의 85% 부하 수준을 기준으로 N년도 변동 가격 및 예상 변동 비용을 산출한다.

4. 매년 10월 25일 이전까지, 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체는 베트남 전력그룹, 발전 단체, 전력 구매 단체로부터 다음 해 전력 시장 운영 계획에 대한 의견을 취해야 한다.

5. 의견을 제공받은 단체들은 매년 11월 5일 이전까지 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체에게 다음 해 전력 시장 운영 계획에 대한 의견을 제출해야 한다. 각 단체들의 의견을 바탕으로 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체는 계산을 완성하고, 이를 전력 규제국에 제출하여 다음 해 전력 시장 운영 계획을 보고하고 검토를 받기 위해 매년 11월 15일 이전까지 전력 규제국에 제출해야 한다(계산 결과, 입력 데이터 및 계산 설명 포함).

조 19. 수력발전소 분류

1. 전력 시장 내의 수력발전소는 다음과 같이 구체적으로 분류된다:

가) 다목적 전략 수력발전소;

나) 단계별 수력발전소 그룹;

다) 2일 이상의 조절 용량을 가진 수력발전소;

라) 2일 미만의 조절 용량을 가진 수력발전소;

수력발전소가 농업용 저수지에서 전력을 생산하며 국가 기관의 특별 요구사항이 있는 경우, 전력 규제국은 해당 연도의 전력 시장 참여 방식을 결정하기 위해 산업 무역부에 보고해야 한다.

2. 매년 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체는 본 조항 1항에 따른 수력발전소의 분류와 목록을 업데이트해야 한다.

조 20. 다음 해 운영 계획을 위한 부하 예측

1. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체는 전력 산업 전송 시스템 규정에 따라 다음 해 운영 계획을 세우기 위한 부하 예측을 수행해야 한다. 다음 해 운영 계획을 위한 부하 예측 데이터는 다음과 같다:

가) 전국 시스템 및 북부, 중부, 남부 지역의 연간 전체 및 월별 부하 요구량;

나) 북부, 중부, 남부 지역 및 전국 시스템 전력 연간 월별 대표적인 일별 부하 그래프;

다) 전국 시스템 전력 연간 월별 최대 및 최소 부하 용량.

2. 전력 구매 단체는 다음 해 부하 예측을 수행하고, 전력 산업 전송 시스템 규정에 따라 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체에 제출해야 한다.

조 21. 다음 해 운영 계획을 위한 보조 서비스

1. 전력 시스템 운영을 위한 전력 시장 내의 보조 서비스 형태는 다음과 같다:

가) 2차 주파수 조정;

나) 급속한 시작;

다) 전압 조정;

라) 검은색 시작;

마) 시스템 안전을 보장하기 위한 운전 준비 용량.

2. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체는 전력 산업 전송 시스템 규정에 따라 보조 서비스의 필요성을 결정해야 한다.

조 22. 다음 해 기저, 중간, 피크 발전소 분류

1. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체는 시장 모델을 사용하여 발전소의 연간 평균 부하 계수를 결정해야 한다.

2. 모델링 결과로 얻은 연간 평균 부하 계수를 기반으로 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체는 다음 세 그룹으로 기저, 중간, 피크 발전소를 분류해야 한다:

가) 기저 발전소 그룹: 연간 평균 부하 계수가 60% 이상인 발전소를 포함한다;

나) 중간 발전소 그룹: 연간 평균 부하 계수가 25% 초과하고 60% 미만인 발전소를 포함한다;

다) 피크 발전소 그룹: 연간 평균 부하 계수가 25% 이하인 발전소를 포함한다.

조 23. 열발전기 호가 상한가 결정

1. 열발전기 효율 비용을 산출할 수 있는 경우

가) 열발전기 호가 상한가는 다음 공식에 따라 결정된다:

 

여기서:

: 열발전기 호가 상한가(원/kWh);

K_{직류 전류}: 발전소 분류 결과에 따른 호가 상한가 조정계수. 기저 발전소 K_{직류 전류} = 0%; 피크 발전소 K_{직류 전류} = 5%; 오프피크 발전소 K_{직류 전류} = 20%;

P_NLC: 열발전기 주 연료 가격(운송비 포함)(원/kCal; 원/BTU 또는 원/kg);

P_NLP: 열발전기 보조 연료 가격(원/kCal; 원/BTU 또는 원/kg);

P^bd_다른: 전력 구매 계약에 따른 변동 요인 조정 가격(원/kWh);

HR_공화국: 평균 부하량에서의 주 연료 열 손실율(BTU/kWh; kCal/kWh 또는 kg/kWh);

HR_P: 평균 부하량에서의 보조 연료 열 손실율(BTU/kWh; kCal/kWh 또는 kg/kWh).

나) 석탄 발전소의 경우, 연도 N 석탄 가격(운송비 포함)은 연도 N 석탄 구매 계약에 따른 가격으로 결정된다. 계획 연도 N 시점에서 연도 N 석탄 구매 계약이 없는 경우, 석탄 가격은 계획 연도 N 직전 가장 가까운 달의 전력 지불 청구서에 따른 석탄 가격으로 결정된다. 계획 연도 N 시점에서 가장 가까운 달의 전력 지불 청구서가 없을 경우, 연도 N-1 석탄 구매 계약에 따른 평균 달 석탄 가격과 항만 배송화물에 대한 운송비(국제, 국내) 및 세금을 포함한 가격을 사용할 수 있다;

다) 열발전기 연료 가격 관련 정보는 본 통지서 제18조 제3항 규정에 따라 결정된다;

라) 주 연료 가격은 전력 구매 단위가 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장에 연도 N-1년 9월 1일 이전에 제공한다.

2. 전력 구매 계약에 효율 비용 데이터가 없거나 동일 그룹의 표준 발전소가 없는 경우

가) 열발전기 호가 상한가는 다음 공식에 따라 결정된다:

 

여기서:

: 열발전기 호가 상한가(원/kWh);

K_{직류 전류}: 발전소 분류 결과에 따른 호가 상한가 조정계수. 기저 발전소 K K_{직류 전류} = 0%; 피크 발전소 K K_{직류 전류} = 5%; 오프피크 발전소 K K_{직류 전류} = 20%;

: 전력 구매 계약에 따른 연도 N 변동 요인(운송비 포함)(원/kWh).

나) 호가 상한가 계산을 위한 변동 요인(운송비 포함)은 전력 구매 단위가 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장에 연도 N 예상 변동 요인으로 제공한다.

3. 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장은 각 열발전기 호가 상한가 계산을 위한 입력 데이터와 계산 결과를 공표해야 한다.

조 24. 발전 단위를 위한 전력 시장 호가 상한가 결정

1. 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장은 최소 03개의 호가 상한가 계산 방안을 계산해야 한다.

2. 연도 N 전력 시장 호가 상한가는 전력 시장에서 직접 호가하는 열발전기 중 가장 높은 호가 상한가의 115%를 초과하지 않아야 한다.

조 25. 최선의 신규 발전소 선정

1. 연도 N에 대한 최선의 신규 발전소는 다음 기준을 충족하는 전력시장에 참여하는 발전소로서,

가) 연도 N-1에 설비용량 전체를 처음으로 전력생산에 투입한 발전소로서, 제3항에서 규정하는 경우를 제외하고,

나) 기저발전소로서, 이 통지 제22조 제2항에서 정한 기준에 따라 분류된 발전소;

다) 석탄화력 또는 복합가스터빈 발전 기술을 사용하는 발전소;

라) 1千瓦时的平均发电总成本最低。

2. 전기 구매 단위는 제1항 각 호에서 정한 기준을 충족하는 발전소 목록을 작성하고, 해당 발전소들의 전력구매계약에 따른 계약 데이터 또는 발전 단위와 합의한 데이터를 전력 시스템 및 시장 운영 단위에게 제공하여 최선의 신규 발전소를 결정하도록 한다. 제공되는 데이터는 다음과 같다:

가) 연도 N의 변동 가격;

나) 전력구매계약에 따른 연도 N의 고정 가격(연도 N의 결제를 위해 계약에 합의된 가격);

다) 계약 가격 산정을 위한 합의된 전력 생산량.

3. 제1항 각 호에서 정한 기준을 충족하는 발전소가 3개 미만인 경우, 전력 시스템 및 시장 운영 단위는 연도 N-1에 선택된 신규 발전소 목록을 추가하여 최소 3개 이상의 발전소를 보장하고, 구매 단위에게 제2항에서 정한 데이터를 업데이트하고 재제공하도록 요구한다.

4. 전력 시스템 및 시장 운영 단위는 제1항 각 호에서 정한 기준을 충족하는 발전소에 대해 연도 N의 평균 전력생산 비용을 계산해야 하며, 다음 공식을 사용한다:

 

: 연도 N의 발전소 평균 전력생산 비용(원/千瓦时);

: 전력구매계약에 따른 연도 N의 고정 가격(원/千瓦时);

: 전력구매계약에 따른 연도 N의 변동 가격(元/千瓦时);

: 연도 N의 계약 가격 산정을 위한 합의된 전력 생산량(千瓦时);

: 연도 N의 모델링 시장 예측 모델을 통해 결정된 발전소의 예상 전력 생산량(千瓦时).

5. 최선의 신규 발전소 목록은 평균 전력생산 비용이 낮은 순서대로 배열된다. 연도 N에 선택된 최선의 신규 발전소는 제4항에서 정한 계산 결과로 가장 낮은 평균 전력생산 비용을 가진 발전소이다.

조 26. 시장 용량 가격 결정 원칙

1. 최선의 신규 발전소가 전력시장에 참여할 때 전력생산 비용을 충분히 회수할 수 있도록 보장한다.

2. 시장 용량 가격은 국가 전력 시스템의 예상 부하량과 거래 주기별로 비례한다.

조 27. 시장 용량 가격 결정 절차

전력 시스템 및 시장 운영 단위는 다음 절차를 통해 시장 용량 가격을 결정해야 한다:

1. 최선의 신규 발전소의 연간 부족비용을 결정한다.

가) 최선의 신규 발전소의 연도 N 시장 내 예상 매출을 다음 공식을 통해 결정한다:

 

여기서:

R_TTĐ: 연도 N 최선의 신규 발전소의 시장 전력 가격을 통한 예상 매출(원);

i: 연도 N의 거래 주기 i;

I: 연도 N의 총 거래 주기 수;

SMP_이: 연도 N 거래 주기 i의 시장 전력 가격 예상치(원/千瓦时), 시장 모델링을 통해 무제약 스케줄링 방법으로 결정됨;

: 연도 N 거래 주기 i의 최선의 신규 발전소 측정 위치에서 예상 전력 생산량(千瓦时), 시장 모델링을 통해 제약 스케줄링 방법으로 결정됨.

나) 최선의 신규 발전소의 연간 전력생산 비용을 다음 공식을 통해 결정한다:

 

여기서:

TC_BNE: 연도 N 최선의 신규 발전소의 연간 전력생산 비용(원);

P_BNE: 제25조 제4항에서 결정된 최선의 신규 발전소의 1千瓦时 평균 전력생산 비용(원/千瓦时);

: 연도 N 거래 주기 i의 최선의 신규 발전소 측정 위치에서 예상 전력 생산량(千瓦时), 시장 모델링을 통해 제약 스케줄링 방법으로 결정됨;

i: 연도 N의 거래 주기 i;

I: 연도 N의 총 거래 주기 수.

다) 최선의 신규 발전소의 연간 부족비용은 다음 공식을 통해 결정된다:

 

여기서:

AS: 연도 N 최선의 신규 발전소의 연간 부족비용(원);

TC_BNE: 제3항 각 호에서 결정된 최선의 신규 발전소의 연간 전력생산 비용(원);

R_TTD: 제3항 각 호에서 결정된 최선의 신규 발전소의 시장 전력 가격을 통한 연도 N의 예상 매출(원).

라) 부족비용 연산이 최저 시장 전력 가격 옵션에서 음의 값을 가지는 경우, 전력 시스템 및 시장 운영 단위는 전력 규제청에 보고하여 제25조에서 정한 신규 발전소 목록의 다음 최선의 신규 발전소를 선택하거나 시장 참여 발전소 목록을 재검토하여 적절한 시장 최고 가격을 결정하도록 한다.

2. 월별 부족비용을 결정한다.

최선의 신규 발전소의 월별 부족비용은 연간 부족비용을 연도 N의 각 달에 할당하여 다음 공식을 통해 결정한다:

 

여기서:

M: 연도 N의 달 M;

MS: 최선의 신규 발전소의 달 t 부족비용(원);

AS: 연도 N 최선의 신규 발전소의 연간 부족비용(원);

: 달 M의 최대 부하 용량(MW).

3. 거래 주기별 시장 용량 가격을 결정한다.

가) 최선의 신규 발전소의 연간 평균 이용 가능한 용량을 다음 공식을 통해 결정한다:

 

그 중:                                                                     

: 연도 N 최선의 신규 발전소의 연간 평균 이용 가능한 용량(kW);

I: 연도 N의 총 거래 주기 수;

i: 거래 주기 i에서 최상의 신규 발전소가 예상으로 투입되는 주기;

: 거래 주기 i의 연도 N에 따른 모델링 시뮬레이션 전력시장 계획 방법을 사용하여 최상의 신규 발전소의 예상 투입 용량(킬로와트);

b) 다음 연도의 각 거래 주기에 대한 시장 용량 가격을 다음과 같은 공식으로 결정한다:

 

여기서:

I: 달 t의 거래 주기 총 수;

i: 달 t의 거래 주기 i;

CAN_이 : 거래 주기 i의 시장 용량 가격(동/킬로와트시);

: 연도 N 최선의 신규 발전소의 연간 평균 이용 가능한 용량(kW);

_­­­: 달 M의 최상의 신규 발전소의 부족 비용(동);

: 달 M의 거래 주기 i에 대한 시스템 부하 예측량(메가와트);

∆T: 거래 주기 하나의 길이(분).

조 28. 발전소와 전력공사 간의 전력 구매 계약이 있는 화력발전소에 대한 연간 및 월별 최소 계약 생산량 결정

1. 연간 최소 계약 생산량 결정

화력발전소의 연간 최소 계약 생산량 총량을 다음과 같은 공식으로 계산한다:

 

여기서:

Qc_tt: 연도 N의 화력발전소의 연간 최소 계약 생산량 총량(킬로와트시);

GO: 전력구매계약에 규정된 발전소의 다년 평균 생산량(킬로와트시);

a: 산업부가 공표한 연간 생산량 조정계수;

: 연도 N에 적용되는 계약 가격에 따른 생산량 지급 비율(%).

2. 월별 최소 계약 생산량 결정

화력발전소의 월별 최소 계약 생산량은 다음 연도 운영 계획을 세우는 과정에서 다음과 같이 결정된다:

a) 이 통지 제18조 제2항에서 정한 시장 모델링 시뮬레이션을 사용하여 계획된 연간 전력 시스템 운영 계획에 따라 발전소의 월별 예상 생산량을 결정한다.

b) 다음 공식을 사용하여 월별 최소 계약 생산량을 결정한다:

 

여기서:

: 화력발전소의 달 M 월별 최소 계약 생산량(킬로와트시);

Qc_tt: 화력발전소의 연간 최소 계약 생산량 총량(킬로와트시);

: 산업부 승인된 다음 연도 전력 시스템 운영 계획에 따른 달 M 월의 화력발전소의 총 예상 생산량(킬로와트시).

화력발전소의 달 M 월의 이용 가능한 생산량이 해당 월의 최소 계약 생산량을 충족하지 못하는 경우, 해당 월의 최소 계약 생산량은 그 달의 이용 가능한 생산량으로 조정된다. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위는 연간 총 최소 계약 생산량이 변하지 않도록 나머지 월에 차이 생산량을 배분할 책임이 있다.

3. 연간 및 월별 최소 계약 생산량 결정 - 중간 연도에 시장에 참여하는 신규 화력발전소

중간 연도에 시장에 참여하는 신규 발전소의 연간 및 월별 최소 계약 생산량은 해당 전력 구매 계약 정보가 완전히 제공되면 본 조 제1항과 제2항에서 정한 원칙에 따라 결정된다.

조 29. 전력 구매 계약이 전력 소비자 단위와 전력공사와의 계약이 있으며 전력 소비자 단위에 할당된 화력발전소에 대한 연간 및 월별 최소 계약 생산량 결정

1. 발전소의 연간 및 월별 최소 계약 생산량은 이 통지 제28조 제1항과 제2항에서 정한 방법으로 계산된다.

2. 전력 소비자 단위와 계약이 있는 발전소, 전력공사와 계약이 있으며 전력 소비자 단위에 할당된 발전소의 월별 최소 계약 생산량은 다음 공식을 사용하여 전력 소비자 단위에 할당된다:

 

여기서:

  : 전력 소비자 단위 l과의 달 M 월 화력발전소의 최소 계약 생산량(킬로와트시);

: 화력발전소의 달 M 월 최소 계약 생산량 총량(킬로와트시);

: 전력 소비자 단위 l의 달 M 월 전력 수요 예측량(킬로와트시);

L: 전력 소비자 단위 총 수.

3. 매년 11월 10일 이전까지 전력 소비자 단위는 다음 연도의 전력 수요 예측 데이터를 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위에 제공해야 한다.

조 30. 계약 최소 생산량 연간 및 월별 책임

1. 전력 시스템 운용 단위와 전력 시장은 다음의 책임이 있다:

a) 이 조 제28항과 제29항에 따라 열电厂的年最小合同产量和月最小合同产量的计算；

b) 매년 11월 15일까지 전력 시장 웹사이트에 계약 최소 생산량 연간 및 월별 계산을 위한 입력 자료와 계산 결과를 공개하여 전력 구매 단위와 직접 거래 발전 단위가 확인할 수 있도록 한다.

2. 베트남 전력그룹과 계약을 체결한 발전소의 소유 단위와 전력 구매 단위는 전력 시스템 운용 단위와 전력 시장과 협력하여 계약 최소 생산량 연간 및 월별 계산 결과에서 발생한 오류를 처리하기 위해 매년 11월 25일까지 협력한다.

3. 전력 구매 단위와 계약을 체결한 발전소의 소유 단위와 전력 구매 단위는 전력 시스템 운용 단위와 전력 시장과 협력하여 계약 최소 생산량 연간 및 월별 계산 결과에서 발생한 오류를 처리하기 위해 매년 11월 25일까지 협력한다.

각 당사자가 확인한 발전소의 월별 계약 최소 생산량 총량은 이 통지 제40조에 따라 전력 구매 단위에게 배분된다.

조 31. 다음 연도 전력 시장 운영 계획 공표

1. 이 통지 제18조에 따라 다음 연도 전력 시장 운영 계획이 승인된 후 전력 시스템 운용 단위와 전력 시장은 전력 시장 웹사이트에 시장 참여 단위가 참조할 수 있도록 시장 운영 계획 계산을 위한 입력 자료와 계산 결과를 공표한다.

2. 다음 연도 전력 시장 운영 계획 공표 정보는 다음과 같다:

a) 다음 연도 운영 계획 계산 결과로 다음 사항을 포함한다:

- 각 거래 주기별 전력 가격 예상치(발전 단위와 전력 구매 단위 적용);

- 최적 신규 발전소 선정 결과;

- 각 거래 주기별 용량 가격;

- 시장 전력 가격 상한;

- 열电厂分类；

- 热电厂年度最小合同产量及分配到各月的最小合同产量；

- 根据本通知第90条第2款规定，下一年度每月通过现货市场购买电量的比例，适用于从分配合同中获得电量的发电单位的购电单位。

b) 시장 운영 계획 계산을 위한 입력 자료로 다음 사항을 포함한다:

- 북부, 중부, 남부 지역 및 국가 전력 시스템 전체의 각 거래 주기별 예측 부하;

- 수력 발전 댐의 수문학 자료와 운전 제약사항을 사용하여 전력 시장 모델링 계산;

- 신규 발전소의 가동 일정;

- 송전망 기술 제약사항과 운전 제약사항;

- 수출입 전력 예상 그래프;

- 발전소, 송전망, 대형 가스 공급원의 연간 유지보수 및 수리 일정;

- 각 거래 주기별 전력 구매 단위의 예측 부하;

- BOT 발전소, 최소 생산량 운전 제약사항이 있는 발전소 또는 연료 소비량 보장 규정을 전력 공급 계약에서 전력 구매 계약으로 변경할 수 있는 정부 관리 기관의 허가를 받은 발전소의 연료 소비량 보장 제약사항;

- 전력 공급 안정성을 보장하기 위한 발전원 운전 제약사항, 송전망 안전 운전을 보장하는 최소 발전원 구성.

3. 다음 연도 전력 시장 운영 계획 정보는 해당 정보와 직접 관련된 직접 거래 발전 단위 소유 발전소(베트남 전력그룹 제외)에만 공표되며 다음 사항을 포함한다:

a) 각 달별로 전력 시장 모델링에서 예상되는 발전소의 총 발전량;

b) 수력 발전소의 물 가치;

c) 열电厂使用的变动价格数据。

절 2
다음 달 운영 계획

조 32. 다음 달 운행 계획을 위한 부하 예측

1. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체는 전력 시스템 전송 규정에 따라 다음 달 운행 계획을 위한 부하 예측을 수행해야 하며, 다음 달 운행 계획을 위한 부하 예측 자료는 다음과 같이 구성되어야 한다.

가) 한 달 전체와 해당 달의 거래 주기별로 전국 전력 시스템 총 부하 요구량과 북부, 중부, 남부 지역별 부하 요구량;

나) 한 달 동안 북부, 중부, 남부 지역과 전국 전력 시스템 전체의 대표적인 일일 부하 그래프.

2. 매월 20일 이전까지 전력 구매 주체는 다음 달의 거래 주기별 부하 예측을 수행하고 이를 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체에게 제출하여 다음 달 운행 계획을 위한 자료로 활용해야 한다.

조 33. 수치 가치 계산

전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체는 다음 달 각 주의 수치 가치를 계산해야 하며, 이러한 계산 결과는 다음 달 운행 계획을 위한 자료로 사용되며 다음 내용을 포함한다.

1. 다목적 전략 수력 발전소의 예상 생산량.

2. 단계 수력 발전소 그룹 내 수력 발전소의 수치 가치.

3. 저장 용량이 2일 이상인 수력 발전소의 수치 가치.

4. 저장 용량이 2일 이상인 수력 발전소의 각 주별 최적 수위.

조 34. 다음 달 기저, 보조, 피크 발전소 분류

1. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체는 시장 모델링을 통해 다음 달 발전소의 월 평균 부하 계수를 결정해야 한다.

2. 월 평균 부하 계수를 바탕으로 시뮬레이션 결과에서 얻은 정보를 토대로 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체는 다음 달 기저, 보조, 피크 발전소를 다음 세 그룹으로 분류해야 한다.

가) 월 평균 부하 계수가 70% 이상인 발전소 그룹.

나) 월 평균 부하 계수가 25% 초과 70% 미만인 발전소 그룹.

다) 월 평균 부하 계수가 25% 이하인 발전소 그룹.

조 35. 다음 달 화력 발전소 최고 입찰가 조정

1. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체는 화력 발전소의 다음 달 최고 입찰가를 계산하고 조정해야 하며, 이는 본 통지서 제23조에 따른 방법으로 이루어져야 하며, 다음 달 변동가 요인을 반영하기 위해 계약된 전력 구매 및 연료 공급 계약에 따른 방법을 적용하며, 다음 사항을 근거로 한다.

가) 다음 달 및 이후 달 연료 가격은 다음과 같이 결정된다.

- 다음 달 운행 계획을 위한 데이터 계산을 위해 (M+1) 연료 가격은 다음과 같이 결정된다.

+ 다음 달 연료 가격은 관련 권한 기관이 공표하거나 지시한 가격 또는 계약에 명시된 가격을 기준으로 한다.

+ 다음 달 연료 가격은 전력 구매 계약 또는 연료 구매 계약에 명시된 가격을 기준으로 한다. 연료 가격이 연료 구매 계획 및 (또는) 연료 가격 지표에 의존하는 경우, 발전소 주체 및 연료 공급 주체는 전력 구매 주체에게 다음 달 및 이후 달 연료 가격 예측을 위해 연료 공급 계획 및 (또는) 연료 가격 지표를 제공해야 한다.

+ 최근 달의 전력 요금 청구서에 기재된 연료 가격을 기준으로 한다.

- 다음 달 이후 연도 내 나머지 달의 운행 계획을 위한 데이터 계산을 위해 연료 가격은 다음과 같이 결정된다.

+ 관련 권한 기관이나 신뢰할 수 있는 컨설팅 기관이 발표한 다음 달부터 연말까지의 연료 가격 예측이 있을 경우, 전력 발전소의 연료 가격은 예측 데이터와 연료 구매 계약 규정에 따라 계산된다.

+ 연료 가격 예측 데이터가 없을 경우, 다음 달 운행 계획을 위한 연료 가격을 사용한다.

+ 다음 달부터 연말까지의 연료 공급 계획은 발전소 주체 및 연료 공급 주체가 제공한 가장 최근의 업데이트된 계획을 기준으로 한다.

나) 전력 구매 주체는 다음 달 및 연도 내 나머지 달의 화력 발전소 변동가 (연료 운송비 포함) 변경사항을 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체에게 제공하고 업데이트해야 한다.

다) 다음 달 화력 발전소 분류 결과는 본 통지서 제34조에 따른다.

2. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체는 다음 달 화력 발전소 최고 입찰가 계산을 위한 입력 데이터와 결과를 공표해야 한다.

조 36. 다음 달 운영 계획에 따른 주파수 제어 서비스

1. 전력 시스템 및 전력 시장 운용 단위는 산업통상자원부가 발佈한 전력망 시스템 규정에 따라 다음 달 전력 시스템이 필요로 하는 주파수 제어 서비스 수요를 결정해야 한다.

2. 전력 시스템 및 전력 시장 운용 단위는 산업통상자원부가 발佈한 전력망 시스템 규정에 따라 다음 달 주파수 제어 서비스를 제공할 수 있는 발전기 목록을 작성하고 공표해야 한다.

조 37. 베트남 전력그룹과 전력 판매 계약을 체결한 발전소의 다음 달 계약 생산량 조정

1. 발전소의 다음 달 계약 생산량은 발전소의 다음 달 M+1 보수 계획이 운영 계획에서 변경된 경우 조정될 수 있으며, 이는 다음과 같은 사유에 기인한다:

가) 전력 시스템 및 전력 시장 운용 단위가 시스템 안전을 보장하기 위해 발전소의 원인 없이 요구한 경우

나) 정부 기관이 요구하고 전력 시스템 및 전력 시장 운용 단위가 실제 운영 상황을 고려하여 동의한 경우

2. 전력 시스템 및 전력 시장 운용 단위는 본 조항 1항에 따른 경우 다음 달 계약 생산량을 조정하며, 다음의 원칙에 따라 월간 계약 생산량을 이동시키고, 조정된 월간 계약 생산량의 총량을 변하지 않도록 한다. 이는 부록 III에 명시된 전력 시장 결산 절차 지침에 따라 수행된다.

3. 발전소의 다음 달 M+1 사용 가능한 생산량이 계약 생산량을 충족하지 못하는 경우, 계약 생산량은 해당 월의 사용 가능한 생산량으로 조정된다. 발전 단위는 다음 달에 대한 연료 공급 계획(연료 공급 단위의 확인을 포함)을 발전소에 제공하여 전력 시스템 및 전력 시장 운용 단위가 다음 달 운영 계획을 세우고 필요한 경우 계약 생산량을 조정할 수 있도록 지원해야 한다.

4. 연료 가격 변동이 20% 이상 발생하거나 불가항력적인 사건(태풍, 홍수, 지진 등)이 발생하여 전력 시스템의 정상 운영에 영향을 미치는 경우(부하 해제 또는 대량의 부하 손실, 지역 간 전력 전송 능력의 손실 또는 영향, 대량의 발전소 운영에 영향을 미치거나, 수력 발전 댐의 방류가 정부 기관의 요구에 따라 이루어지는 경우), 전력 시스템 및 전력 시장 운용 단위는 남은 분기의 운영 계획을 재계산하고, 전력 규제국에 보고하여 계약 생산량 조정을 실시하도록 요청해야 한다.

조 38. 베트남 전력그룹과 전력 판매 계약을 체결한 발전소의 각 거래 주기별 계약 생산량 결정

전력 시스템 및 전력 시장 운용 단위는 베트남 전력그룹과 직접 계약을 체결한 발전소에 대해 다음 달 계약 생산량 및 각 거래 주기별 계약 생산량을 다음 단계로 결정해야 한다.

1. 석탄화력 발전소의 월 계약 생산량은 분기별로 결정되며, 가스터빈 발전소의 월 계약 생산량은 반년마다 결정되며, 구체적으로 다음과 같이 결정된다:

조_c^M = Max {Qc_tt^M; α × Q_dk^M}

여기서:

: 발전소의 월 계약 생산량(kWh);

: 각 분기의 첫 달(1월, 4월, 7월, 10월) 또는 반년마다(1월, 7월) 업데이트된 석탄화력 발전소의 월 계획 생산량 또는 가스터빈 발전소의 월 계획 생산량이며, 전달점 기준으로 환산된 값(kWh);

Qc_tt^M: 발전소의 최소 월 계약 생산량(kWh)은 본 통지 제28조 제2항에 따라 결정된다.

: 계약 가격 적용 연도 N(%).

2. 저장 용량이 2일 이상인 수력 발전소의 월 계약 생산량은 다음과 같이 결정된다:

조_c^M = α × Q_dk^M

여기서:

: 발전소의 월 계약 생산량(kWh);

: 업데이트된 다음 달의 발전소 월 계획 생산량(kWh);

: 계약 가격 적용 연도 N(%).

3. 시장 모델을 사용하여 각 거래 주기별 예상 생산량을 결정하고, 제약 조건을 고려한 일정 계획 방법을 통해 각 거래 주기별 계약 생산량을 다음 식으로 결정한다:

 

여기서:

이: 한 달의 거래 주기 i;

본 명령은 국가중앙은행(이하 "중앙은행"이라 한다) 내의 감사조직 및 운영에 관한 사항을 규정한다.: 한 달의 거래 주기 총 수;

: 발전소의 거래 주기 i에서의 계약 생산량(kWh);

: 거래 주기 i에서의 발전소 예상 생산량(kWh)은 제약 조건을 고려한 일정 계획 방법을 통해 시장 모델에서 결정된다;

: 발전소의 월 계약 생산량은 본 통지 제28조, 제37조 및 본 조항 1항, 2항에 따라 결정된다(kWh).

4. 발전소의 거래 주기 i에서의 계약 생산량이 발전소의 최대 생산량보다 큰 경우, 그 거래 주기의 계약 생산량은 발전소의 최대 생산량으로 조정된다. 발전소의 거래 주기별 최대 생산량은 발전 단위가 전력 시스템 및 전력 시장 운용 단위에게 제출한 다음 달 기본 제안서에 명시된 공시 용량에 따라 한 거래 주기당 생산량을 계산한다.

5. 계약 발전량이 열电厂在周期交易中的合同发电量大于0 MWh且小于该电厂在周期交易中的最低稳定发电能力对应的发电量时，该周期交易的合同发电量将调整为与该电厂最低稳定发电能力相对应的发电量。电厂的最低稳定发电能力由该周期交易电力市场模拟模型中计划调用的单台机组的最低稳定发电能力确定。

수력발전소의 계약 발전량이 해당 발전소의 최저 안정 발전 능력에 대응하는 발전량보다 적은 경우, 이를 0 MW로 조정하거나 해당 발전소의 최저 안정 발전 능력에 대응하는 발전량으로 조정할 수 있다.

6. 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 제4항과 제5항에서 정한 계약 발전량 조정으로 인한 총 차액을 해당 달의 다른 거래 주기에 분배하여 달의 계약 발전량이 변하지 않도록 하여야 한다.

7. 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 해당 달의 계약 발전량 초안 계산 결과를 전력시장 정보 사이트를 통해 해당 달 마지막 날로부터 최소 5일 전까지 전력 구매 기관 및 직접 거래 발전소에 공개해야 한다. 전력 구매 기관 및 직접 거래 발전소는 해당 달의 각 거래 주기 계약 발전량 계산 결과 오류를 확인하기 위해 전력 시스템 및 전력시장 운영기관과 협력하여 해당 달 마지막 날로부터 최소 3일 전까지 완료해야 한다. 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 해당 달의 각 거래 주기 정식 계약 발전량 계산 결과를 전력 구매 기관 및 직접 거래 발전소에 해당 달 마지막 날로부터 최소 3일 전까지 제공해야 한다.

8. 전력 구매 기관 및 직접 거래 발전소는 이 통지의 제39조에 따라 조정된 해당 달 계약 발전량 및 전력 시스템 및 전력시장 운영기관의 계산 결과에 따른 각 거래 주기 계약 발전량에 서명하고 확인해야 한다.

제39조. 베트남 전력그룹과 계약을 체결한 발전소의 각 거래 주기 계약 발전량 조정

1. 열电厂合同交易周期发电量调整的情况

가) 다수 연소실을 가진 석탄화력 발전기의 연소실 중단 사고 또는 발전소의 예외적인 계획 외 보수 사고(계약 발전량 조정 거래 주기 계산에 포함되지 않은 보수 일정)가 발생한 경우;

나) 다수 연소실을 가진 석탄화력 발전기의 연소실 또는 발전소의 계획된 보수 일정이 승인되고 계약 발전량 조정 거래 주기 계산에 포함되었음에도 불구하고 보수 일정을 초과하여 보수를 수행한 경우;

다) 제53조 제7항에서 규정한 가스 연료 부족 정보가 공표된 경우;

라) 석탄화력 발전소에서 연료 부족으로 인해 다음 주기의 발전소 제안서에 명시된 발전량이 해당 발전소의 당일 운전 계약 발전량보다 적게 되는 경우;

마) 발전기의 시작 시간이 계약에 명시된 시간보다 2시간 이상 길어진 화력 발전소의 경우;

2. 제1항 제가조에서 규정한 상황을 충분한 근거로 확인한 경우, 다음과 같은 원칙에 따라 각 거래 주기 계약 발전량 조정을 실시한다.

가) 사고 지속 시간이 72시간 이하인 경우: 해당 발전소의 계약 발전량을 조정하지 않는다;

나) 사고 지속 시간이 72시간 초과인 경우

- 사고 발생부터 72시간 주기 거래 종료까지의 단계에서는 발전소에 할당된 계약 발전량을 그대로 유지한다;

- 72시간 주기 거래 종료 후 처음으로 시작되는 주기부터 발전기의 사고 복구 및 사용 가능 상태까지의 단계에서는

+ 발전소의 실제 발전량이 해당 주기의 계약 발전량보다 적은 경우: 발전소의 실제 발전량으로 각 거래 주기 계약 발전량을 조정한다;

+ 발전소의 실제 발전량이 해당 주기의 계약 발전량보다 크거나 같을 경우: 발전소의 계약 발전량을 조정하지 않는다.

나) 예외적인 계획 외 보수 일정이 승인된 발전기의 경우, 계획된 보수 일정 외 주기에는 다음과 같은 조정 원칙을 적용한다:

+ 발전소의 실제 발전량이 해당 주기의 계약 발전량보다 적은 경우: 발전소의 실제 발전량으로 각 거래 주기 계약 발전량을 조정한다;

+ 발전소의 실제 발전량이 해당 주기의 계약 발전량보다 크거나 같을 경우: 발전소의 계약 발전량을 조정하지 않는다.

3. 제1항 제나조에서 규정한 상황을 충분한 근거로 확인한 경우, 다음과 같은 원칙에 따라 각 거래 주기 계약 발전량을 조정한다.

보수 기간이 길어지는 주기 중 발전소의 실제 발전량이 계약 발전량보다 적은 주기가 있는 경우, 해당 주기의 계약 발전량을 발전소의 실제 발전량으로 조정한다.

4. 제1항 제다조와 제라조 및 제마조에서 규정한 상황에 대해서는, 터빈 가스 발전소와 석탄화력 발전소의 각 거래 주기 계약 발전량을 조정하는데, 발전소의 실제 발전량이 계약 발전량보다 적은 주기가 있는 경우 해당 주기의 계약 발전량을 발전소의 실제 발전량으로 조정한다.

5. 직접 거래 발전소는 제1항에서 규정한 사건을 전력 시스템 및 전력시장 운영기관과 협력하여 확인하고, 이를 전력 구매 기관 및 직접 거래 발전소에 제공하여 발전소의 각 거래 주기 계약 발전량 조정을 위한 근거로 삼아야 한다. 연소실 중단 사고가 다수 연소실을 가진 석탄화력 발전기의 경우:

a) Khi có đầy đủ dữ liệu từ hệ thống điều khiển phân tán (hệ thống DCS) hoặc các hệ thống điều khiển tương đương khác cho sự kiện này: Thực hiện xác nhận sự kiện dựa trên các dữ liệu này;

b) Khi không có dữ liệu từ hệ thống điều khiển phân tán (hệ thống DCS) hoặc các hệ thống điều khiển tương đương khác: Sử dụng các thông tin, dữ liệu từ các nguồn số liệu khác cho từng trường hợp cụ thể theo hướng dẫn về Quy trình tính toán thanh toán trong thị trường điện tại Phụ lục III Thông tư này để thực hiện xác nhận sự kiện.

6. Đơn vị mua điện và đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận lại sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy đã được điều chỉnh theo quy định tại khoản 1, khoản 2 và khoản 3 Điều này.

조 40. 발전소의 전력매매계약 각 거래주기별 계약발전량을 결정하고 전력구매업체에 배분한다.

1. 전력구매업체와 전력매매계약을 체결한 발전소에 대해

a) 발전소의 각 거래주기별 계약발전량을 다음과 같이 결정한다:

- 발전소의 월 계약발전량을 제38조 제1항의 규정에 따라 결정한다;

- 발전소의 각 거래주기별 계약발전량을 제38조 제3항과 제39조의 규정에 따라 결정하고 조정한다.

b) 전력구매업체와 전력매매계약을 체결한 발전소의 각 거래주기별 계약발전량

전력운영 및 시장운영 주체는 다음 공식에 따라 계산한다:

 

여기서:

이: 한 달의 거래 주기 i;

: 전력구매업체 l과 발전소 g 간의 거래주기 i에서의 계약발전량 (kWh);

: 거래주기 i에서 발전소 g의 계약발전량이 제 a항의 규정에 따라 결정되고 조정된 계약발전량 (kWh);

: 거래주기 i에서 전력구매업체 l의 예상 수급량 (kWh);

L: 전력 소비자 단위 총 수.

2. 전력구매업체와 전력매매계약을 체결한 발전소가 전력구매업체에 배분되는 경우

a) 발전소와 전력구매업체 간의 각 거래주기별 계약발전량을 다음과 같이 결정한다:

- 발전소의 월 계약발전량을 제38조 제1항의 규정에 따라 조정한다;

- 발전소의 각 거래주기별 계약발전량을 제38조 제3항과 제39조의 규정에 따라 결정하고 조정한다.

b) 전력구매업체로 부터 배분받은 발전소의 각 거래주기별 계약발전량

전력운영 및 시장운영 주체는 다음 순서대로 계산한다:

- 전력구매업체로 부터 배분받은 발전소의 월 계약발전량을 다음 공식에 따라 결정한다:

 

여기서:

L: 전력구매업체의 총 수;

조_c(l,M): 전력구매업체 l이 전력구매업체로부터 배분받은 월 계약발전량 M (kWh);

: 전력구매업체로부터 배분받은 발전소 g의 월 계약발전량이 전력시장 운영 계획 월별 계약발전량 결정에 따라 제38조의 규정에 의해 결정된 계약발전량 (kWh);

조_ptdk(l,M): 전력구매업체 l의 월 M 예상 수급량 (kWh).

- 전력구매업체로부터 배분받은 발전소의 각 거래주기별 계약발전량은 다음 공식에 따라 결정된다:

 

여기서:

이: 한 달의 거래 주기 i;

I: 한 달 동안의 거래주기의 총 수;

조_c(l,i): 전력구매업체 l이 전력구매업체로부터 배분받은 거래주기 i의 계약발전량 (kWh);

조_c(l,M): 전력구매업체 l이 전력구매업체로부터 배분받은 월 계약발전량 M (kWh);

조_ptdk(l,i): 전력구매업체 l의 거래주기 i 예상 수급량 (kWh).

목 3
주간운영계획

조 41. 다음 주의 수치

1. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위는 예측 부하 데이터, 수문 데이터 및 관련 데이터를 업데이트하여 다음 주의 수치를 계산할 책임이 있다.

2. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위는 정보를 업데이트하고 다음 주의 수치를 재계산하며 다음 결과를 공표할 책임이 있다.

가) 다음 주 각 주기별로 적용될 전력 시장 가격 예상치를 발전 기관과 전력 구매 기관에게 공표한다.

나) 다목적 전략 수력 발전소 각 거래 주기별 예상 수치와 생산량을 공표한다.

다) 단계식 수력 발전소 그룹 및 2일 이상 조절 가능한 저수지가 있는 수력 발전소의 수치를 공표한다.

라) 2일 미만 조절 가능한 저수지가 있는 수력 발전소 각 거래 주기별 예상 생산량을 공표한다.

마) 2일 이상 조절 가능한 수력 발전소 저수지의 한 주 경계 수위를 공표한다. 이는 중기 및 단기 전력 시스템 안전 평가에 대한 통합 전력망 규정에서 정한 바에 따른다.

조 42. 수력 발전소의 최고 제안 가격

1. 본 조 제3항에서 규정한 경우를 제외하고, 2일 이상 조절 가능한 수력 발전소의 최고 제안 가격은 본 통지 제41조에서 정한 해당 발전소의 다음 주 수치 공표 규정에 따라 결정된다. 구체적으로 다음과 같다.

가) 최고 제안 가격은 다음과 같은 값 중 큰 값을 사용한다.

- 해당 수력 발전소의 수치의 120%

- 다음 달 전력 시장에 참여하는 열발전기의 최고 제안 가격의 평균

나) 매월, 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위는 다음 달 열발전기의 최고 제안 가격 평균을 수력 발전소에 공표하며, 열발전기의 최고 제안 가격 공표 일정과 함께 공표한다.

2. 특별한 상황에서의 수력 발전소의 최고 제안 가격

가) 본 항 제2호 및 제3호에서 규정한 경우의 수력 발전소의 최고 제안 가격은 다음 공식에 따라 결정된다.

P_다 = 1,2 × max (P_gtn ; P_DOmax)

여기서:

P_다: 특별한 상황에서 적용되는 수력 발전소의 최고 제안 가격(원/kWh);

P_gtn: 수력 발전소의 수치(원/kWh);

P_DOmax: 전력 시스템 내 가장 비싼 경유 연료 열발전기의 변동 비용(원/kWh).

나) 수력 발전소의 저수지 수위가 첫 주 경계 수위보다 낮은 경우: 다음 주에 적용되는 해당 수력 발전소의 최고 제안 가격은 본 항 제1호에서 정한 규정에 따라 결정된다. 경계 수위를 유지하면, 다음 주 화요일부터 해당 수력 발전소는 본 조 제1항 또는 제2항에서 정한 규정에 따라 최고 제안 가격을 적용한다. 매월, 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위는 전력 시스템 내 가장 비싼 경유 연료 열발전기의 변동 비용을 공표한다.

다) 해당 수력 발전소가 전력 예비 용량이 5% 미만으로 공표된 지역에 위치한 경우: 해당 지역 수력 발전소의 평가 주 최고 제안 가격은 본 항 제1호에서 정한 규정에 따라 결정된다. 전력 예비 용량이 5% 이상인 경우, 해당 지역 수력 발전소는 본 조 제1항 및 제2항에서 정한 규정에 따라 최고 제안 가격을 계속 적용한다.

4. 매 주, 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위는 다음 주 적용될 수력 발전기의 최고 제안 가격을 계산하고 공표하며, 계산을 위한 입력 파라미터로 다음을 포함한다: 수치, 전력 시스템 내 가장 비싼 경유 연료 열발전기의 변동 비용, 다음 달 전력 시장에 참여하는 열발전기의 최고 제안 가격 평균.

가) 본 조 제1항 및 제2항에서 정한 규정에 따라 전력 시장에 참여하는 수력 발전소의 수력 발전기의 최고 제안 가격을 계산한다.

나) 다음 주 적용될 수력 발전소의 수력 발전기의 최고 제안 가격 계산 결과를 공표하며, 계산을 위한 입력 파라미터로 다음을 포함한다: 수치, 전력 시스템 내 가장 비싼 경유 연료 열발전기의 변동 비용, 다음 달 전력 시장에 참여하는 열발전기의 최고 제안 가격 평균.

5. 직접 전력 시장에 참여하는 수력 발전소는 다음 책임을 지닌다.

가) 최고 제안 가격 및 최저 제안 가격 규정을 준수한 가격 제안을 한다.

나) 하류 수 사용 요구사항 및 기타 수문 제약 사항을 충족한다.

조 43. 다음 주 운영 계획에 따른 제2차 주파수 제어 서비스

1. 전력 시스템 및 전력 시장 운용 단체는 전력 시스템에 대한 다음 주 제2차 주파수 제어 서비스 수요를 공업부가 발포한 전력 시스템 송전 규정에 따라 결정해야 한다.

2. 전력 시스템 및 전력 시장 운용 단체는 다음 주 제2차 주파수 제어 서비스를 제공할 발전기 예정 목록을 선택하고 작성하며 공표해야 한다. 선택된 발전기는 전력 시스템 및 전력 시장 운용 단체의 요구에 따라 제2차 주파수 제어 서비스를 제공해야 한다.

3. 전력 시스템 및 전력 시장 운용 단체는 제2차 주파수 제어 서비스 제약 조건을 보장하는 다음 주 운영 계획을 작성해야 한다.

장 V
전력 시장 운용

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차
다음 날 전력 시장 운용

조 44. 다음 날 전력 시장 운용을 위한 정보 제공

D-1일 오전 10시까지 전력 시스템 및 전력 시장 운용 단체는 다음 사항을 결정하고 계산하며 공표해야 한다.

1. 국가 전력 시스템 전체와 북부, 중부, 남부 각 지역의 D일 하루 전력 수요 예측 그래프.

2. 다음 날 거래 주기별로 발전소에서 예상(또는 예측)되는 발전 용량은 제4조 제3항 본 통칙, 태양광 발전소, 직접 전력 시장에 입찰하지 않는 발전소에서 발생되며, 이는 연료 소비량, 발전량 제약 조건, 발전소 BOT 계약에 따른 발전량, 발전소 연료 공급 계약에서 연료 소비량 제약 조건을 전력 구매 계약으로 변경할 수 있는 정부 관리 기관의 허가를 받은 발전소를 고려한다.

3. 다음 날 거래 주기별로 실험 중인 발전소에서 예상되는 발전 용량.

4. 다음 날 거래 주기별로 본 통칙 제11조에 따른 발전소에서 예상(또는 예측)되는 발전 용량.

5. 공동 가스 공급원을 사용하는 가스 발전소의 다음 날 예상 가스 소비량.

6. D일 단기 시스템 안전 평가 결과는 공업부가 발포한 전력 시스템 송전 규정에 따르며.

7.  D일 거래 주기별로 하루 동안 저장 용량이 2일 미만인 수력 발전소의 예상 발전 용량.

8. 다음 날 거래 주기별로 전력 시스템의 예상 제2차 주파수 제어 서비스 수요.

9. 전력 공급 및 전력망 운용 기술 제약 조건.

10. 전력 시스템 안전을 보장하기 위해 전력 시스템 및 전력 시장 운용 단체가 취한 조치.

11. 전력 시스템 및 전력 시장 운용 단체가 발전 단체의 입찰 가격 조정 및 개입에 따른 규정에 따라 실시한 조정 및 개입.

조 45. 입찰 가격

1. 입찰 가격은 다음 원칙을 준수해야 한다.

a) D일 거래 주기별로 발전기당 10개의 가격(동/千瓦时)과 용량(兆瓦) 쌍을 포함한다;

b) 입찰 가격 내의 용량은 발전기 출력단의 용량이다;

c) 입찰 용량은 이전 용량보다 낮아질 수 없으며 최소 입찰 단위는 3MW이다;

d) 발전기의 기술 사양 정보는 다음과 같이 포함되어야 한다.

- D일 발전기 용량 공시;

- 발전기의 최저 안정 발전 용량;

- 발전기의 최대 증감 용량;

- 발전기 동시 운전 시 기술 제약 조건;

- 화력 발전소 연료 상태;

- 수력 발전소 저수지 방류 상태;

đ) D일 발전기 공시 용량은 D-2일 발전 용량 공시 규정에 따른 중장기 및 단기 전력 시스템 안전성 평가 규정에 따라 공업부가 발포한 전력 시스템 송전 규정에 따라 D-2일보다 낮아질 수 없다. 예기치 않은 유지보수, 기술적 불가항력 사고 또는 수력 발전소의 저수량 감소로 인한 발전 용량 감소는 예외이다. 발전소는 발전 용량 감소 시 공시 용량을 업데이트해야 한다. 열력 발전소의 재가동 입찰은 정상 운전 상태의 용량에 해당하는 공시 용량으로 이루어져야 한다;

e) 일반적인 경우 열력 발전소의 첫 번째 입찰 용량 범위는 발전기의 최저 안정 발전 용량과 같아야 한다. 마지막 입찰 용량 범위는 공시 용량과 같아야 한다. 수력 발전소의 재가동 및 정지 과정 중에는 실제 수문 상황에 따른 입찰 가격을 업데이트하여 최저 안정 발전 용량보다 낮은 용량으로 입찰할 수 있다;

g)  수력 발전소는 각 거래 주기별로 첫 번째 입찰 용량 범위를 0MW로 제시할 수 있다. 2일 이상의 저수능력을 갖춘 수력 발전소는 마지막 입찰 용량 범위는 공시 용량과 같아야 한다. 저수지 수위가 최저 수위에 도달하면 수력 발전소는 공시 용량을 0MW로 조정할 수 있다;

h) 입찰 가격의 단위는 동/千瓦时이며, 소수점 아래 첫 번째 숫자는 0.1이다;

i) 입찰 가격은 발전기의 최저 가격과 최고 가격 사이에 있어야 하며, 입찰 용량 증가에 따라 가격이 줄어들 수 없다.

2. 특별한 상황에서의 입찰 가격

a)  2일 미만의 저수능력을 갖춘 수력 발전소의 입찰은 다음과 같이 규정된다.

- 입찰 가격은 모든 용량 범위에 대해 0동/千瓦时이다;

- 입찰 용량은 거래 주기별로 발전기의 예상 발전 용량과 같다. 2일 미만의 저수능력을 갖춘 수력 발전소 소유 발전 단체는 실제 수문 상황에 따른 수정된 입찰 가격을 제출할 수 있다;

- 2일 미만의 저수능력을 갖춘 수력 발전소는 실제 수문 상황에 따른 수정된 거래 주기별 입찰 가격을 제출할 수 있다.

b) 수력발전소의 제안서가 연속 2주 동안 저수위 한계를 밑돌거나, 1주 동안 저수위 한계를 밑돌고 주간 전력 예비율이 5% 미만인 경우, 또는 1주 동안 저수위 한계와 저수위 최소치(연결저수지 운영 절차의 하한선)를 밑돌 경우:

- 하류 공급량 요구사항과 정부 기관의 요구사항 중 더 낮은 값을 반영하는 생산량에 대한 최저 가격을 제안한다.

- 나머지 생산량에 대한 최고 가격을 제안한다. 최고 제안 가격은 연속 2주 동안 저수위 한계를 밑든 수력발전소의 적용과 동일하다.

c) 수력발전소의 제안서가 1주 동안 저수위 한계를 밑돌고 저수위 최소치(연결저수지 운영 절차의 하한선)를 밑드는 경우, 제안가는 다음과 같은 원칙에 따라 수행한다:

- 하류 공급량 요구사항과 정부 기관의 요구사항 중 더 낮은 값을 반영하는 생산량에 대한 최저 가격을 제안한다.

- 나머지 생산량에 대한 최고 가격을 제안한다.

- 최고 제안 가격은 다음과 같이 적용된다:

 

여기서:

: 수력발전소 i의 저수지 저수위 최소치(연결저수지 운영 절차에 따른 단위 m);

: 수력발전소 i의 저수지 저수위(단위 m) 일요일 24시 기준.

d) 열电厂机组在启动和停机过程中的报价：出力报价低于最低稳定发电出力水平，所有10对报价价格相同；

e) 非水电可再生能源发电厂的报价：

- 报价为0元/千瓦时，涵盖全部出力报价；

- 出力报价等于发电厂的预测出力。发电单位有责任向电力系统运营单位和电力市场提交每日交易周期内的发电厂出力预测公告，并遵守《可再生能源发电出力、电量预测程序》的规定。

- 根据发电单位提供的出力预测数据，电力系统运营单位和电力市场有责任将其与独立预测源的数据进行比较，并根据《国家电力系统调度规程》和《电力传输、分配系统规定》（由工业和贸易部发布）的规定，公平调动各发电厂，并确保符合上述规定。如发生过载或过剩出力情况，则按照本通则第17条规定的顺序进行调动。

조 46. 제안가 수정

1. 제안가 수정 가능 사유

제안가는 다음 각 호의 사유로 수정될 수 있다.

a) 열电厂正在启动、并网或停机：报价单位可以修改增加或减少出力，并重新提交该热电厂的报价；

b) 热电厂提前并网：报价单位可以修改增加公布的出力，并重新提交该热电厂的报价；

c) 发电机组因故障导致停机或可用出力减少，或者未按电力系统运营单位和电力市场批准的计划外维修：报价单位可以修改减少公布的出力，并重新提交该机组的报价；

d) 水库调节时间少于两天的水电站：报价单位可以根据实际运行情况提交修改后的报价（如果水库水位上升到死水位需要泄洪）；

e) 调节时间不少于两天的水电站，报价单位可以在以下情况下修改报价：

- 按照电力系统运营单位和电力市场的要求推迟或提前检修计划，或者提前结束检修并投入备用；

- 在D-1日11点30分之后收到下级政府机构的书面命令，要求下游供水或操作水库；

- 水电站必须执行非环境流量调节放水或水库水位低于水库运行规程规定的水位或达到溢流阈值；

- 水电站无法满足D日的下游供水要求，因为其发电机组在D日出现故障；

- 水电站无法满足D日的下游供水要求，因为在之前的周期内没有足够的底价报价来满足下游供水需求；

- 水库水位低于死水位且无法运行发电机组。

f) 直接参与电力市场的非水电可再生能源发电厂：更新出力以反映电力系统运营单位和电力市场选择的预测出力。

2. 제안가 수정 원칙

a) 본 조 제1항 각 호에서 규정된 사항에 대해서는:

- 수정된 제안가는 해당 제안가의 다음 날 제안가와 동일한 제안가를 유지해야 한다.

- 본 조 제1항 각 호에서 규정된 사항에 대해서는: 수정된 제안가의 모든 출력 제안 범위는 동일하고, 네트워크 연결 또는 중지 과정에서 예상되는 발전량과 동일해야 한다.

- 조항 1 점 b) 에 규정된 경우: 수정 제안서는 해당 거래 주기까지 공시된 발전 용량보다 작은 발전 용량을 변경하지 못하며, 다만 기술 요구 사항을 충족하지 못하는 경우를 제외한다. 열일 전력 발전소의 수정 제안서는 당일 D의 운영 주기 중 발전 용량 공시가 0MW 이상인 가장 가까운 주기에 대한 유효한 제안서로 간주된다.

b) 조항 1 점 đ) 에 규정된 경우에 대해서는

- 발전 단위는 제안서의 다음 날 거래 주기 발전 용량 범위 내에서만 발전 용량을 변경할 수 있다;

- 발전 단위는 시스템 운영 및 전력 시장 단위(전력 시장 운영을 위한 정보기술 시스템을 통해)에게 D일의 남은 거래 주기들에 대한 수정 제안서를 제출하고, 이를 검토 승인하기 위해 시스템 운영 및 전력 시장 단위에게 변경 이유와 필요한 정보 및 데이터를 명시해야 한다;

- 수정 제안서는 본 통지의 조항 45에 따른 규정을 준수해야 한다.

3. 제안서 수정 단위는 다음 날 또는 D일의 남은 거래 주기들에 대한 제안서를 시스템 운영 및 전력 시장 단위에게 제출하기 위해 최소 30분 전에 제출해야 한다.

4. 제안서 수정을 받은 후, 시스템 운영 및 전력 시장 단위는 전력 시스템의 실질적인 상황을 고려하여 제안서 수정의 유효성을 확인한다:

a) 제안서 수정이 유효하지 않은 경우, 시스템 운영 및 전력 시장 단위는 발전 단위에게 이유를 통보해야 한다;

b) 제안서 수정이 유효한 경우

- 발전 용량을 증가시키는 제안서 수정(조항 1 점 d) 및 점 đ) 에 규정된 경우를 제외함)은 다음 날, 거래 주기의 공시 일정이 부족한 발전 용량을 경고하거나 전력 공급 안정성을 보장하기 위해 필요한 경우에 전력 시장 운영에서 사용되어야 한다;

- 그 외의 경우: 시스템 운영 및 전력 시장 단위는 제안서 수정을 전력 시장 운영 과정에서 사용해야 한다.

조항 47. 단계 수력 발전소 제안

1. 단계 수력 발전소 그룹은 그룹 전체에 대한 공동 제안서를 제출하고, 조항 14 절 3에 규정된 제안 가격 한도를 준수해야 한다.

2. 단계 수력 발전소 그룹 내의 발전소들은 대표 제안 단위를 지정하기 위한 협의와 합의를 해야 한다. 단계 수력 발전소 그룹의 대표 제안 단위는 그룹 내 발전소들 간의 협의 문서와 함께 시스템 운영 및 전력 시장 단위에게 등록 문서를 제출해야 한다.

3. 대표 제안 단위는 그룹 내 모든 발전소에 대한 제안 규정을 준수해야 한다.

4. 단계 수력 발전소 그룹의 대표 제안 단위를 지정하지 못한 경우, 발전 단위는 독립적으로 제안해야 한다.

단계 수력 발전소 그룹의 물 가치는 그 단계 내에서 가장 큰 수력 댐의 물 가치이다. 시스템 운영 및 전력 시장 단위는 조항 19에 따라 수력 발전소를 분류하면서 단계 수력 발전소 그룹의 물 가치를 계산하기 위한 수력 댐을 결정해야 한다.

6. 단계 수력 발전소 그룹 내에 다목적 전략 수력 발전소가 있는 경우

a) 시스템 운영 및 전력 시장 단위는 각각의 단계 수력 발전소 그룹 내 발전소에 대해 다음 주의 거래 주기별 발전량을 조항 41 절 2에 따라 공시해야 한다;

b) 다목적 수력 발전소의 공시 발전량이 조항 58에 따라 조정되는 경우, 시스템 운영 및 전력 시장 단위는 그 아래 단계의 발전소들의 공시 발전량을 적절히 조정해야 한다.

조 48. 견적 제출

1. D일 오전 11시 30분 이전에 견적 제출 단위는 D일의 견적을 제출할 책임이 있다.

2. 견적 제출 단위는 전력 시장 정보 시스템을 통해 견적을 제출한다. 전력 시장 정보 시스템 사용 불가 사고 발생 시, 견적 제출 단위는 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위가 지정한 이메일 주소로 견적을 이메일로 제출할 책임이 있다.

조 49. 견적의 유효성 검사

1. D일 오전 11시 이전에 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위는 본 통지의 조 48항에 따라 받은 견적의 유효성을 검사할 책임이 있다. 견적 제출 단위가 여러 견적을 제출한 경우 마지막으로 받은 견적만 검토한다.

2. 견적이 유효하지 않은 경우, 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위는 견적 제출 단위에게 통보하고 마지막으로 제출된 견적을 다시 제출하도록 요구한다.

3. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위로부터 유효하지 않은 견적에 대한 통보를 받은 후, 견적 제출 단위는 견적을 수정하고 제출 기한 내에 다시 제출할 책임이 있다.

조 50. 일정 견적 작성

1. 견적 제출 기한 종료 후, 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위는 본 통지의 조 48항에 따라 받은 마지막 견적의 유효성을 검사할 책임이 있다. 유효한 마지막 견적은 다음 날의 발전 일정을 위한 일정 견적으로 사용된다.

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 được 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 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. Trong trường hợp bản chào giá hợp lệ gần nhất không phù hợp với trạng thái vận hành thực tế của tổ máy đồng thời Đơn vị chào giá không nộp bộ bản chào mặc định áp dụng cho tháng tới hoặc bộ bản chào mặc định áp dụng cho tháng tới không phù hợp với trạng thái vận hành thực tế của tổ máy bản chào giá mặc định sẽ được xây dựng dựa trên công suất khả dụng và giá trần bản chào của tổ máy tại thời điểm áp dụng. 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 28 hàng tháng;

b) Đối với nhà máy thuỷ điện và nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang, bản chào giá mặc định như sau:

- Áp dụng mức giá sàn bản chào cho sản lượng tương ứng với yêu cầu về lưu lượng cấp nước hạ du;

- Áp dụng mức giá trần bản chào của tổ máy quy định tại Điều 42Thông tư này cho sản lượng còn lại.

c) Đối với nhà máy thủy điện thấp hơn mực nước giới hạn tuần trong 02 tuần liên tiếp, nhà máy thủy điện có 01 tuần liên tiếp thấp hơn mức nước giới hạn, chưa thấp hơn mức nước tối thiểu (cận trên) của Quy trình vận hành liên hồ chứa và tỷ lệ dự phòng điện năng miền của tuần nhỏ hơn 5%; nhà máy thủy điện có 01 tuần liên tiếp thấp hơn mức nước giới hạn và thấp hơn mức nước tối thiểu (cận trên) của Quy trình vận hành liên hồ chứa: Giá chào và sản lượng chào trong bản chào mặc định của nhà máy điện này theo quy định tại điểm a, điểm b, và điểm c khoản 2 Điều 45Thông tư này.

Điều 51. 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 để lập lịch huy động ngày tới sau đây:

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. Mô phỏng huy động các tổ máy nhà máy nhiệt điện không chào giá trực tiếp dưới dạng bản chào giá quy đổi trong đó: (i) Nếu tổ máy được huy động theo kết quả đã được công bố tại khoản 2 Điều 44, mô phỏng bằng giá sàn cho phần công suất phát ổn định thấp nhất và giá biến đổi cho phần công suất khả dụng còn lại; (ii) Nếu tổ máy không được lập lịch theo kết quả đã được công bố tại khoản 2 Điều 44thì mô phỏng bằng giá biến đổi cho toàn bộ công suất khả dụng. Các nhà máy điện không chào giá trực tiếp còn lại sử dụng công suất huy động dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch theo quy định tại khoản 2 Điều 44 Thông tư này.

4.  Sản lượng công bố được điều chỉnh phù hợp với điều kiện vận hành thực tế của nhà máy điện và hệ thống điện của các nhà máy điện tự điều khiển phát công suất tác dụng theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và các nhà máy thủy điện nhỏ có hồ điều tiết dưới 02 ngày tham gia chào giá trên thị trường điện.

5. Công suất dự báo ngày tới nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện.

6. Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu quy định tại Điều 66và Điều 67Thông tư này.

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

8. Yêu cầu về công suất dịch vụ dự phòng điều khiển tần số thứ cấp.

9. Thông tin về khả năng cung cấp dịch vụ dự phòng điều khiển tần số thứ cấp của các tổ máy.

10. 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.

11. Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện.

12. 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.

13. 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.

14. Các ràng buộc về bao tiêu nhiên liệu hoặc bao tiêu sản lượng điện của các nhà máy điện BOT do Tập đoàn Điện lực Việt Nam cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

15. Các ràng buộc về bao tiêu của nhà máy điện.

Điều 52. 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);

đ) Lượng công suất cho dịch vụ dự phòng điều khiển tần số thứ cấp của tổ máy phát điện.

3. Lập lịch huy động trong trường hợp quá tải, thừa nguồn: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán theo nguyên tắc huy động nguồn điện khi xảy ra quá tải, thừa nguồn quy định tại Điều 17Thông tư này

Điều 53. 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 huy động cho dịch vụ dự phòng điều khiển tần số thứ cấp 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 áp dụng cho các đơn vị phát điện và đơn vị mua buôn điện.

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)

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

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

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

6. Thông tin về việc cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp

a) Nhu cầu công suất cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của hệ thống điện;

b) Danh sách các tổ máy cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp;

c) Công suất cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của tổ máy phát điện trong danh sách tại điểm b khoản này.

7. Thông tin dự kiến về tình trạng thiếu nguồn nhiên liệu cung cấp cho các nhà máy nhiệt điện của đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch trong các chu kỳ giao dịch tới. Tình trạng thiếu nguồn nhiên liệu khí cung cấp cho các nhà máy điện khí là khi tổng sản lượng điện dự kiến của nhà máy điện tương ứng với lượng khí được phân bổ thấp hơn tổng sản lượng hợp đồng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện này.

Điều 54. 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 chu kỳ giao dịch 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 chu kỳ giao dịch vào bản chào giá của tổ máy và gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định tại Điều 46Thông tư này.

Điều 55. Xử lý trong trường hợp có cảnh báo thiếu công suất

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được sửa đổi công suất công bố của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo quy định tại khoản 2 Điều 58Thông 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 chu kỳ giao dịch tới và tính giá thị trường điện.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm khởi động thêm các tổ máy khởi động chậm, các tổ máy cung cấp dịch vụ phụ.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố thông tin lên cổng thông tin thị trường điện công suất và thời gian dự kiến thiếu.

Điều 56. Xử lý trong trường hợp có cảnh báo thiếu công suất cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động đảm bảo yêu cầu dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trừ trường hợp thiếu công suất cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được sử dụng bản chào tăng công suất làm bản chào giá lập lịch để lập lịch huy động ngày tới.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được thay đổi công suất công bố của các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện quy định tại Điều 44Thông tư này để đảm bảo yêu cầu dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.

Mục 2
VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CHU KỲ GIAO DỊCH TỚI

Điều 57. Số liệu lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng các số liệu để lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới sau đây:

1. Biểu đồ phụ tải của toàn hệ thống điện quốc gia và từng miền Bắc, Trung, Nam dự báo cho chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ giao dịch tiếp theo.

2. Kế hoạch hòa lưới, ngừng máy 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 cho chu kỳ giao dịch tới.

4. Công suất công bố theo lịch huy động ngày tới của các nhà máy điện không chào giá trực tiếp trên thị trường điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố theo quy định tại Điều 53Thông tư này.

5. Mô phỏng huy động các tổ máy nhà máy nhiệt điện không chào giá trực tiếp dưới dạng bản chào giá quy đổi trong đó: (i) Nếu tổ máy được huy động theo kết quả đã được công bố tại Điều 53, mô phỏng bằng giá sàn cho phần công suất phát ổn định thấp nhất và giá biến đổi cho phần công suất khả dụng còn lại; (ii) Nếu tổ máy không được lập lịch theo kết quả đã được công bố tại Điều 53thì mô phỏng bằng giá biến đổi cho toàn bộ công suất khả dụng. Các nhà máy điện không chào giá trực tiếp còn lại sử dụng công suất công bố theo lịch huy động ngày tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố theo quy định tại Điều 53Thông tư này.

6. Công suất dự báo cho chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ tiếp theo của các nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện, các nhà máy vận hành theo cơ chế chi phí tránh được.

7. Nhu cầu công suất dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của hệ thống điện và khả năng cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của các tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ này.

8. Công suất dự phòng khởi động nhanh và vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện cho chu kỳ giao dịch tới.

9. Danh sách cập nhật các tổ máy cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.

10. 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.

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

12. Lịch bảo dưỡng, sữa chữa, thí nghiệm tổ máy phát điện, được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt.

13. Sản lượng điện nhập khẩu.

14. Các ràng buộc về bao tiêu nhiên liệu hoặc bao tiêu sản lượng điện của các nhà máy điện BOT do Tập đoàn Điện lực Việt Nam cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

15. Các ràng buộc về bao tiêu của nhà máy điện.

Điều 58. Điều chỉnh sản lượng công bố của các nhà máy điện

Trước khi lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép điều chỉnh sản lượng của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu và các nhà máy điện tự điều khiển phát công suất tác dụng theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành cho chu kỳ giao dịch tới đã được công bố theo quy định tại khoản 1 Điều 53Thông tư này.

1. Sản lượng của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu cho chu kỳ giao dịch tới được điều chỉnh trong các trường hợp sau:

a) Có biến động bất thường về thuỷ văn, dự báo năng lượng tái tạo, phụ tải;

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

c) Có văn bản 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;

d) Xảy ra tình trạng thừa công suất/thiếu công suất khi tính toán lập lịch chu kỳ tới.

2. Phạm vi điều chỉnh sản lượng công bố 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 ±25% 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 dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.

3. Đối với các nhà máy điện tự điều khiển phát công suất tác dụng theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, nguồn điện mặt trời mái nhà: Sản lượng công bố được điều chỉnh phù hợp với điều kiện vận hành thực tế của nhà máy điện và hệ thống điện.

Điều 59. Lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động chu kỳ giao dịch 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 chu kỳ giao dịch 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:

- Sử dụng bản chào tăng công suất của các tổ máy;

- Các nhà máy nhiệt điện gián tiếp tham gia thị trường điện theo giá biến đổi;

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

- Các nhà máy thủy điện gián tiếp tham gia thị trường điện theo tỷ lệ dung tích còn lại so với dung tích hữu ích từ cao đến thấp;

- Các tổ máy cung cấp dịch vụ vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện;

- Giảm công suất dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp 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 điện.

3. Lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp quá tải, thừa nguồn: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh lịch huy động chu kỳ giao dịch tới thông qua các biện pháp theo nguyên tắc quy định tại Điều 52Thông tư này.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động cho chu kỳ giao dịch tới đảm bảo ràng buộc về nhu cầu dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.

5. Lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp thiếu công suất dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động đảm bảo yêu cầu dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trừ trường hợp thiếu công suất;

b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được sử dụng bản chào tăng công suất làm bản chào giá lập lịch để lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới;

c) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được thay đổi công suất công bố theo quy định tại Điều 53Thông tư này cho các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện để đảm bảo yêu cầu dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.

Điều 60. Công bố lịch huy động chu kỳ giao dịch tới

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lịch huy động chu kỳ giao dịch tới 10 phút trước chu kỳ giao dịch, bao gồm các nội dung sau:

1. Phụ tải dự báo chu kỳ giao dịch 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 chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ tiếp theo được lập theo quy định tại Điều 59Thông tư này.

3. Giá thị trường dự kiến từng chu kỳ của ngày tới áp dụng cho các đơn vị phát điện và đơn vị mua buôn điện.

4. 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.

5. 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 58Thông tư này.

6. Các thông tin về việc điều chỉnh công suất huy động của nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện (nếu có).

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

8. Thông tin về cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp

a) Nhu cầu công suất cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của hệ thống điện;

b) Danh sách các tổ máy phát điện được lựa chọn để cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp;

c) Công suất cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của các tổ máy phát điện trong danh sách tại điểm b Khoản này.

9. Các ràng buộc kỹ thuật nguồn điện, lưới điện trong chu kỳ tới

Mục 3
VẬN HÀNH THỜI GIAN THỰC

Điều 61. 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 chu kỳ giao dịch 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. Trong trường hợp cần thiết, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được can thiệp để đảm bảo yêu cầu dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của hệ thống điện (trừ trường hợp bất khả kháng).

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 nhà máy thuỷ điện có trách nhiệm tuân thủ theo quy định về mực nước giới hạn tuần của nhà máy thủy điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán, công bố theo quy định tại khoản 2 Điều 41Thông tư này.

Điều 62. Xử lý trong trường hợp hồ chứa của nhà máy thuỷ điện thấp hơn mực nước giới hạn tuần

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cảnh báo nhà máy điện thấp hơn mực nước giới hạn tuần, nhà máy điện có trách nhiệm điều chỉnh giá chào trong các ngày tiếp theo để đảm bảo không thấp hơn mực nước giới hạn tuần tiếp theo.

2. Trong trường hợp hồ chứa của nhà máy thủy điện có 02 tuần liên tiếp thấp hơn mực nước giới hạn tuần; nhà máy thủy điện có 01 tuần thấp hơn mức nước giới hạn tuần và tỷ lệ dự phòng điện năng miền của tuần nhỏ hơn 5%; nhà máy thủy điện có 01 tuần thấp hơn mức nước giới hạn và thấp hơn mức nước tối thiểu (cận dưới) của Quy trình vận hành liên hồ chứa thì bắt đầu từ 00h00 thứ Ba tuần tiếp theo, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập lịch huy động nhà máy thủy điện này căn cứ theo bản chào mặc định quy định tại điểm b, điểm c khoản 2 Điều 45Thông tư này để đưa mực nước của hồ chứa về mực nước giới hạn tuần.

3. Khi đã đảm bảo không thấp hơn mực nước giới hạn tuần, nhà máy thuỷ điện tiếp tục chào giá vào tuần tiếp theo.

4. Trước 10h00 thứ Hai hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo về việc lập lịch huy động từ thứ Ba cho đơn vị phát điện và đơn vị mua điện trong các trường hợp sau:

a) Nhà máy thấp hơn mực nước giới hạn hồ chứa tuần đầu tiên, nhà máy thấp hơn mực nước giới hạn tuần thứ hai;

b) Mực nước hồ chứa của nhà máy đã về mực nước giới hạn tuần, nhà máy được chào giá.

Điều 63. Can thiệp thị trường điện

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được can thiệp 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 chu kỳ giao dịch tới tại thời điểm bắt đầu chu kỳ giao dịch.

2. Trong trường hợp can thiệp 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 dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp;

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

d) Đảm bảo cấu hình nguồn tối thiểu để đảm bảo ổn định và quán tính hệ thống điện.

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

a) Khi can thiệp 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 thị trường điện.

b) Trong thời hạn 24 giờ từ khi kết thúc can thiệp 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 thị trường điện;

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

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

Điều 64. Tạm ngừng hoạt động của thị trường điện giao ngay

1. Thị trường điện giao ngay tạm ngừng 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 tạm ngừng thị trường điện giao ngay 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;

- Hệ thống điện vận hành trong trường hợp mất cân bằng cung cầu (tổng công suất khả dụng của các nhà máy điện trong hệ thống điện nhỏ hơn phụ tải dự báo và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải thực hiện các biện pháp tiết giảm cung cấp điện để đảm bảo vận hành an toàn hệ thống) trong vòng 48 chu kỳ liên tục.

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

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

2. Bộ Công Thương có trách nhiệm xem xét, quyết định tạm ngừng hoạt động của thị trường điện giao ngay 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 tạm ngừng thị trường điện giao ngay của Bộ Công Thương.

4. Vận hành hệ thống điện trong thời gian tạm ngừng hoạt động của thị trường điện giao ngay

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 ràng buộc về bao tiêu;

- Đảm bảo thực hiện các yêu cầu về cấp nước hạ du đối với các nhà máy thủy điện.

b) 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 65. Khôi phục thị trường điện giao ngay

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

a) Các nguyên nhân dẫn đến tạm ngừng hoạt động của thị trường điện giao ngay 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 giao ngay.

2. Bộ Công Thương có trách nhiệm xem xét, quyết định khôi phục thị trường điện giao ngay 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 giao ngay của Bộ Công Thương.

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

Điều 66. 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 chu kỳ giao dịch tới.

Điều 67. 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 68. Thanh toán cho lượng điện năng xuất khẩu và nhập khẩu

Lượng điện năng nhập khẩu hoặc xuất khẩu được thanh toán theo hợp đồng nhập khẩu hoặc xuất khẩu được ký kết giữa các bên.

Chương VI
ĐO ĐẾM ĐIỆN NĂNG TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 69. Vị trí đo đếm ranh giới trong thị trường bán buôn điện

1. Trong thị trường bán buôn điện, vị trí đo đếm ranh giới để xác định phạm vi mua bán buôn điện mà tại các vị trí đó phải có hệ thống đo đếm điện năng chính và dự phòng để đo đếm chính xác sản lượng điện năng mua - bán, giao - nhận giữa các đơn vị.

2. Vị trí đo đếm ranh giới trong thị trường bán buôn điện được định danh riêng trong cơ sở dữ liệu của hệ thống quản lý số liệu đo đếm điện năng theo quy định thống nhất áp dụng cho các thành viên trên thị trường, bao gồm:

a) Vị trí đo đếm ranh giới giao nhận điện giữa nhà máy điện với lưới điện truyền tải;

b) Vị trí đo đếm ranh giới giao nhận nhập khẩu điện, xuất khẩu điện với lưới điện truyền tải hoặc lưới điện phân phối;

c) Vị trí đo đếm ranh giới giao nhận điện giữa lưới điện truyền tải với lưới điện phân phối;

d) Vị trí đo đếm ranh giới giao nhận điện giữa nhà máy điện với lưới điện phân phối;

đ) Vị trí đo đếm ranh giới giao nhận trên lưới điện phân phối giữa các đơn vị mua buôn điện.

Điều 70. Hệ thống đo đếm điện năng và hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm

1. Hệ thống đo đếm điện năng và hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm điện năng phải được thiết kế phù hợp với vị trí đo đếm ranh giới trong thị trường bán buôn điện quy định tại Điều 69Thông tư này.

2. Các yêu cầu chi tiết về: Cấu hình tối thiểu, đặc tính kỹ thuật, đồng bộ thời gian, niêm phong kẹp chì và bảo mật, vận hành và bảo dưỡng, nghiệm thu, xử lý sự cố hệ thống đo đếm, kiểm định và kiểm toán được quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành.

3. Trách nhiệm thỏa thuận vị trí đo đếm điện năng và thiết kế hệ thống đo đếm điện năng, trách nhiệm đầu tư hệ thống đo đếm điện năng và hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm điện năng được quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 71. Trách nhiệm thu thập, quản lý số liệu đo đếm trong thị trường điện

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện thu thập đầy đủ các số liệu đo đếm tại các vị trí đo đếm ranh giới giao nhận quy định tại khoản 2 Điều 69Thông tư này (đối với các vị trí đo đếm ranh giới giữa nhà máy điện với lưới phân phối điện, thực hiện theo quy định tại khoản 5 Điều này). Số liệu đo đếm do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thu thập và công bố là số liệu ưu tiên sử dụng cho mục đích tính toán, thanh toán trong thị trường điện.

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi về kho dữ liệu đo đếm dùng chung của Tập đoàn Điện lực Việt Nam các số liệu đo đếm tại các vị trí đo đếm ranh giới giao nhận quy định tại điểm a, b, d khoản 2 Điều 69và điểm a khoản 5 Điều này.

2. Trừ các vị trí đo đếm giao nhận với các nhà máy điện, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm thu thập số liệu đo đếm giao nhận trong phạm vi quản lý và gửi về kho dữ liệu đo đếm dùng chung của Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Đơn vị mua buôn điện có trách nhiệm thu thập số liệu đo đếm giao nhận trong phạm vi quản lý bao gồm cả việc cung cấp số liệu điện mặt trời mái nhà và gửi về kho dữ liệu đo đếm dùng chung của Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

4. Các nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện có trách nhiệm thực hiện thu thập số liệu đo đếm trong phạm vi quản lý và gửi về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để sử dụng làm nguồn số liệu dự phòng, so sánh đối chiếu với bộ số liệu do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thu thập trực tiếp và phục vụ xác nhận số liệu đo đếm chính thức sử dụng cho mục đích tính toán, thanh toán trong thị trường điện.

5. Các nhà máy điện còn lại (nhà máy điện không tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh)

a) Nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện việc thu thập số liệu đo đếm trực tiếp;

b) Nhà máy thủy điện nhỏ: Đơn vị mua buôn thu thập số liệu đo đếm từ nhà máy điện theo phạm vi quản lý và gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

c) Các nhà máy điện gián tiếp còn lại theo quy định tại khoản 4 Điều 4và các nhà máy điện nước ngoài có hợp đồng Mua Bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện việc thu thập số liệu đo đếm trực tiếp.

6. Khi thay đổi vị trí đo đếm ranh giới giao nhận hoặc phương thức giao nhận điện năng đo đếm ranh giới trong phạm vi quản lý, đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện, đơn vị mua điện có trách nhiệm kịp thời thông báo, cập nhật về thay đổi cho các bên liên quan phục vụ công tác thu thập và truyền số liệu đo đếm điện năng về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

7. Trước 16h00 ngày 1 hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố chỉ số công tơ đo đếm tại các vị trí đo đếm ranh giới giao nhận quy định tại khoản 2 Điều 69và điểm a khoản 5 Điều này.

Điều 72. Lưu trữ số liệu đo đếm

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và các đơn vị tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh theo quy định tại Điều 2Thông tư này 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.

Điều 73. Phương thức, trình tự thu thập số liệu đo đếm

1. Việc đọc và gửi số liệu của các công tơ về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải tiến hành hàng ngày, thực hiện theo hai phương thức song song và độc lập với nhau, cụ thể bao gồm:

a) Phương thức 1: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện đồng bộ thời gian và thu thập số liệu đo đếm trực tiếp tới các công tơ đo đếm ranh giới của thị trường điện bán buôn theo quy định tại Điều 71Thông tư này;

b) Phương thức 2: Đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện và đơn vị mua buôn điện thực hiện thu thập số liệu đo đếm của các công tơ đo đếm trong phạm vi quản lý. Các số liệu do đơn vị truyền tải điện và đơn vị mua buôn điện thu thập được gửi về kho dữ liệu đo đếm dùng chung của Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

2. Trình tự thu thập số liệu đo đếm được thực hiện theo thời gian biểu như sau:

a) Từ 00h15 đến 16h00 ngày D+1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện và đơn vị mua buôn điện thực hiện thu thập số liệu đo đếm ngày D thuộc phạm vi quản lý;

b) Trước 24h00 ngày D+1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố số liệu đo đếm phục vụ công tác kiểm tra số liệu đo đếm;

c) Trước 12h00 ngày D+4, Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện thực hiện kiểm tra, đối chiếu số liệu đo đếm, phát hiện các phát sinh, sự kiện dẫn đến chênh lệch sản lượng gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ý kiến phản hồi xác nhận về đối soát số liệu đo đếm. Sau thời điểm này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không tiếp nhận phản hồi về phát sinh liên quan đến số liệu đo đếm của ngày D. Trường hợp không có phản hồi từ các đơn vị trên trang thông tin điện tử thị trường điện trước 12h00 ngày D+4 thì được coi là các đơn vị đã xác nhận đồng ý và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không có trách nhiệm xử lý những ý kiến phản hồi phát sinh;

d) Trước 12h00 ngày D+5, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phối hợp với các đơn vị liên quan thực hiện kiểm tra, xác thực, xử lý sai lệch, ước tính số liệu đo đếm;

đ) Trước 16h00 ngày D+5, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố số liệu đo đếm điện năng và phụ tải chính thức ngày D lên trang thông tin điện tử thị trường điện;

e) Trước 12h00 ngày D+6, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lại số liệu đo đếm điện năng và phụ tải chính thức ngày D khi có các phát hiện bất thường, sai khác số liệu sau ngày D+5;

g) Trước ngày làm việc thứ 08 sau khi kết thúc chu kỳ thanh toán, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố biên bản chốt sản lượng chênh lệch trong chu kỳ thanh toán.

3. Yêu cầu về thu thập số liệu đo đếm

a) Các số liệu đo đếm được thu thập hàng ngày về đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng bao gồm các giá trị điện năng tác dụng và phản kháng theo hai chiều nhận và phát của từng chu kỳ 30 phút trong ngày từ các công tơ đo đếm chính và dự phòng;

b) Số liệu đo đếm được chia sẻ công khai sau 24 giờ ngày D+1 (được cập nhật đầy đủ theo quá trình kiểm tra, xác định và ước tính số liệu) để các đơn vị mua điện và đơn vị bán điện có quyền truy cập và kiểm tra đầy đủ trong phạm vi mua bán điện của đơn vị mình;

c) Quy định về định dạng số liệu, phương thức quy đổi số liệu, quy trình kiểm tra, xác định và ước tính số liệu đo đếm điện năng được quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành và các quy trình hướng dẫn thực hiện.

Điều 74. Kiểm tra số liệu đo đếm

1. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm kiểm tra số liệu đo đếm thu thập được tại trung tâm thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm đảm bảo tính chính xác và hợp lệ của các số liệu đo đếm.

2. Việc kiểm tra đối chiếu số liệu đo đếm được thực hiện theo các nguyên tắc sau:

a) Số liệu đo đếm của hệ thống đo đếm dự phòng được sử dụng để đối chiếu so sánh với số liệu của hệ thống đo đếm chính (sau khi đã quy đổi về cùng một vị trí) làm căn cứ khẳng định hệ thống đo đếm chính vận hành đảm bảo chính xác và tin cậy với sai số không lớn hơn 1%;

b) Số liệu của công tơ đo đếm do Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm điện năng đọc và gửi về đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng phải được đối chiếu, so sánh với số liệu do đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng đọc trực tiếp để làm căn cứ xác định tính tin cậy và chính xác của số liệu đo đếm;

c) Số liệu sản lượng điện năng thu thập hàng ngày từ hệ thống đo đếm chính và dự phòng phải được công bố và được các bên liên quan kiểm tra, xác nhận làm căn cứ để tính toán thanh toán.

3. Trường hợp phát hiện số liệu đo đếm có bất thường hoặc không chính xác, đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng thực hiện thu thập lại (hoặc yêu cầu Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm thu thập lại) và thực hiện lại các bước kiểm tra số liệu đo đếm theo quy định tại khoản 2 Điều này.

4. Trường hợp không thể thu thập được số liệu đo đếm hoặc kết quả kiểm tra, đối chiếu số liệu đo đếm phát hiện có sự chênh lệch giữa số liệu công tơ với số liệu trong máy tính đặt tại chỗ hoặc số liệu trong cơ sở số liệu đo đếm, đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng chủ trì, phối hợp với các đơn vị liên quan để điều tra nguyên nhân để xử lý, ước tính bù trừ các sai lệch (nếu có) theo quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành.

5. Trường hợp không thống nhất về số liệu đo đếm được công bố, các đơn vị có quyền yêu cầu bảo lưu, kiểm toán bất thường hoặc thực hiện thủ tục khiếu nại với cơ quan có thẩm quyền.

Điều 75. Tính toán sản lượng điện năng đo đếm trong thị trường bán buôn điện

1. Số liệu đo đếm điện năng của đơn vị phát điện được xác định theo công thức giao nhận điện năng của đơn vị phát điện và được quy định trong phương thức giao nhận điện năng.

2. Số liệu đo đếm điện năng của đơn vị mua buôn điện trong một chu kỳ giao dịch được xác định như sau:

a) Bằng tổng các thành phần sau:

- Sản lượng nhận trên lưới điện truyền tải;

- Tổng sản lượng nhận từ các đơn vị mua buôn điện khác;

- Tổng sản lượng nhận từ các nguồn điện nối lưới điện phân phối;

- Tổng sản lượng từ các nguồn nhập khẩu nối lưới điện phân phối.

b) Trừ đi các thành phần sau:

- Tổng sản lượng giao lên lưới điện truyền tải;

- Tổng sản lượng giao đến các đơn vị mua buôn điện khác.

Điều 76. Ước tính số liệu đo đếm

1. Trường hợp không thể thu thập được số liệu đo đếm chính xác của ngày D theo quy định tại Điều 73, Điều 74và Điều 75Thông tư này cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện ước tính số liệu đo đếm theo quy định tại Quy trình thu thập, xử lý, quản lý số liệu đo đếm trong thị trường điện hướng dẫn thực hiện Thông tư quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành.

2. Sau khi thực hiện việc ước tính số liệu đo đếm điện năng, các đơn vị liên quan phải có biện pháp thu thập lại, xác định số liệu đo đếm chính xác làm cơ sở cho việc truy thu, thoái hoàn cho các chu kỳ áp dụng ước tính số liệu đo đếm điện năng.

3. Trường hợp không thể xác định số liệu đo đếm chính xác, số liệu đo đếm ước tính được sử dụng làm căn cứ chính thức cho thanh toán tiền điện giữa các đơn vị.

Điều 77. Xác nhận sản lượng điện năng theo chỉ số chốt công tơ

Áp dụng chữ ký số để xác nhận số liệu đo đếm bao gồm:

1. Tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện.

2. Sản lượng điện năng mua trên thị trường điện.

3. Sản lượng chênh lệch giữa chỉ số sản lượng chốt tháng và tổng sản lượng theo từng chu kỳ giao dịch trong tháng.

4. Tổng sản lượng thu thập theo từng chu kỳ giao dịch trong tháng.

Chương VII
TÍNH TOÁN GIÁ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY

Mục 1
TÍNH TOÁN GIÁ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
ÁP DỤNG CHO CÁC ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN

Điều 78. Xác định giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện

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 nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện và các nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện nhưng tách ra ngoài thị trường điện trong chu kỳ giao dịch;

- Sắp xếp các dải công suất trong bản chào giá lập lịch của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch. Sản lượng thực tế các nhà máy điện năng lượng tái tạo trực tiếp tham gia thị trường điện quy đổi về đầu cực được xác định sau ngày vận hành theo số liệu đo đếm thực tế.

2. Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện 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 điện, giá điện năng thị trường được tính bằng giá trần thị trường điện.

Điều 79. Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện

Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo công thức sau:

FMP(i) = SMP(i) + CAN(i)

Trong đó:

FMP(i): Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

SMP(i): Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại Điều 78Thông tư này (đồng/kWh);

CAN (i): Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại Điều 27Thông tư này (đồng/kWh).

Điều 80. Xác định giá điện năng thị trường khi can thiệp thị trường điện

Trong trường hợp có phát sinh tình huống can thiệp thị trường điện theo quy định tại Điều 63Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không thực hiện tính toán giá điện năng thị trường cho khoảng thời gian thị trường điện bị can thiệp.

Mục 2
GIÁ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY
ÁP DỤNG CHO ĐƠN VỊ MUA BUÔN ĐIỆN

Điều 81. Giá điện năng thị trường áp dụng cho các đơn vị mua buôn điện

Giá điện năng thị trường áp dụng cho các đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán như sau:

1. Tính toán hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i theo công thức sau:

 

Trong đó:

k(i): Hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i;

Q_G(i): Tổng sản lượng điện năng trong chu kỳ giao dịch i của các nhà máy điện nối lưới truyền tải, các nguồn nhập khẩu điện, các nhà máy điện đấu nối vào lưới phân phối điện có tham gia thị trường hoặc ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (kWh);

Q_L(i): Tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của các đơn vị mua điện trong chu kỳ giao dịch i, bao gồm sản lượng giao nhận của đơn vị mua điện (có đơn vị xuất khẩu điện) với lưới truyền tải điện và sản lượng giao nhận với các nhà máy điện đấu nối vào lưới phân phối điện có tham gia thị trường hoặc có ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (kWh).

2. Tính toán giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện

 

Trong đó:

CSMP(i): Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

SMP(i): Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo quy định tại Điều 78Thông tư này (đồng/kWh);

k(i): Hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này.

Điều 82. Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện

Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán như sau:

 

Trong đó:

CCAN(i): Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

CAN(i): Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều 27Thông tư này (đồng/kWh);

k(i): Hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại khoản 1Điều 81Thông tư này.

Điều 83. Giá thị trường điện toàn phầnáp dụng cho đơn vị mua buôn điện

Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo công thức sau:

CFMP(i) = CSMP(i) + CCAN(i)

Trong đó:

CFMP(i): Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

CSMP(i): Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

CCAN(i): Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).

Điều 84. Công bố thông tin về giá thị trường điện giao ngay

1. 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, giá công suất thị trường và giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.

2. Trước 16h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá điện năng thị trường, giá công suất thị trường và giá thị trường điện toàn phần dự kiến áp dụng cho đơn vị mua buôn điện của từng chu kỳ giao dịch trong ngày D.

3. Trước 16h00 ngày D+5, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá điện năng thị trường, giá công suất thị trường và giá thị trường điện toàn phần chính thức áp dụng cho đơn vị mua buôn điện của từng chu kỳ giao dịch trong ngày D.

Chương VIII
THANH TOÁN

Mục 1
THANH TOÁN CHO ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN TRỰC TIẾP GIAO DỊCH

Điều 85. Sản lượng điện năng của nhà máy điện 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 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 điện (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) áp dụng cho các nhà máy điện không phải điện gió và điện mặt trời;

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);

ΔT: Độ dài thời gian của một chu kỳ giao dịch (phút);

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

: 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 (MW);

: Công suất tổ máy đạt được tại thời điểm (MW).

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 quy định trong hợp đồng mua bán điện. Trường hợp hợp đồng mua bán điện không có tốc độ tăng giảm tải hoặc tốc độ tăng giảm tải trong hợp đồng có 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 các đơn vị mua điện để làm căn cứ thanh toán;

b) Thực hiện quy đổi sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdd_i ^j) tính toán theo quy định tại điểm a khoản này về vị trí đo đếm;

c) Tính toán chênh lệch giữa sản lượng điện năng đo đếm và sản lượng điện năng huy động theo lệnh điều độ theo công thức sau:

ΔQ_i=Qmq_i – Qdd_i

Trong đó:

ΔQ_i : Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: Sản lượng điện năng đo đếm của tổ máy phát điện quy đổi về đầu cực tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

Qdd_i: Sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo quy định tại điểm a khoản này (kWh).

Trường hợp không có lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i, Qdd được xác định theo công thức:

 

Trong đó:

Qdd_i: Sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: 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 (MW);

ΔT: Độ dài thời gian của một chu kỳ giao dịch (phút).

d) Tính toán sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ của tổ máy phát điện theo nguyên tắc sau:

- Tính toán mức sai lệch cho phép theo công thức sau:

+ Đối với tổ máy phát điện có công suất đặt dưới 100 MW:

 

+ Đối với tổ máy phát điện có công suất đặt từ 100 MW trở lên:

 

Trong đó:

: Mức sai lệch cho phép đối với tổ máy phát điện theo từng chu kỳ giao dịch (kWh);

: Sản lượng điện năng huy động theo lệnh điều độ tại đầu cực của tổ máy phát điện (kWh);

ΔT: Độ dài thời gian của một chu kỳ giao dịch (phút).

- Tính toán sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch của tổ máy phát điện theo công thức sau:

+ Trường hợp |ΔQi |≤ Ɛ: Qdui = 0

+ Trường hợp |ΔQi |> Ɛ: Qdui = Qmqi – k_qd x Qddi

Trong đó:

Qdu_i: Sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy phát điện (kWh);

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

Qdd_i : Sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

k_qd: Hệ số quy đổi sản lượng từ đầu cực tổ máy về vị trí đo đếm.

- Tính toán sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch của nhà máy điện theo công thức sau:

Qdu_i =

Trong đó:

Qdu_i: Sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i của nhà máy điện (kWh);

Qdu_i,g: Sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy phát điện g của nhà máy điện (kWh);

G: Tổng số tổ máy phát điện của nhà máy điện.

đ) Trường hợp tổ máy hoặc lò hơi của nhà máy nhiệt điện trong quá trình khởi động hoặc quá trình dừng máy (không phải do sự cố) thì không xét đến sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong giai đoạn này. Trường hợp tổ máy hoặc lò hơi này có ràng buộc kỹ thuật, gây ảnh hưởng đến công suất phát của tổ máy khác của nhà máy điện, không xét đến sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ của các tổ máy bị ảnh hưởng này;

e) Công tơ đo đếm đầu cực tổ máy và công tơ lắp tại các vị trí đo đếm tự dùng của tổ máy (nếu có) được ưu tiên sử dụng để xác định sản lượng thực phát đầu cực của tổ máy phát điện để so sánh với việc tuân thủ lệnh điều độ theo hệ thống quản lý lệnh điều độ.

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 điện trong chu kỳ giao dịch được xác định như sau:

a) Xác định tổ máy có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện 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:

Trường hợp  và ≥ 0:

 

Trường hợp  và < 0:

 

Trường hợp :

Trong đó:

i: Chu kỳ giao dịch thứ i;

j: Vị trí 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 điện trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy 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 điện và được xếp trong lịch tính giá thị trường trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy 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 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: Vị trí đo đếm thứ j của nhà máy nhiệt điện, xác định tại Điểm a Khoản này;

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

Qbp_i: 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 đo đếm thanh toán của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về đầu cực tổ máy (kWh);

: Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy phát điện quy đổi về đầu cực tổ máy (kWh);

: Sản lượng điện năng tương ứng với mức công suất của tổ máy được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: Sản lượng điện năng tương ứng với công suất điều độ của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch, được xác định theo công thức sau:

 

Trong đó:

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 mức công suất được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch ( ) 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 công suất của tổ máy phát điện thấp hơn công suất của tổ máy được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i ( ) thì  được xác định là thời điểm tổ máy đạt mức công suất ;

ΔT: Độ dài thời gian của một chu kỳ giao dịch (phút);

: 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 mức công suất được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch ( ) thì công suất này được tính bằng công suất  (MW);

: Công suất tổ máy đạt được tại thời điểm (MW);

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

 

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

Đối với trường hợp tổ máy phát điện tham gia cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong chu kỳ giao dịch thông qua hệ thống AGC, trong trường hợp không xác định được số liệu về các mức công suất theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, mức sản lượng này được tính bằng sản lượng điện năng đo đếm của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch quy đổi về đầu cực tổ máy.

Trường hợp tổ máy nhiệt điện trong quá trình khởi động hoặc quá trình dừng máy (không phải do sự cố) thì sản lượng điện năng phát tăng thêm của tổ máy phát điện này trong chu kỳ giao dịch 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 quy đổi về vị trí đo đếm (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;

k: Hệ số quy đổi sản lượng từ đầu cực tổ máy về vị trí đo đếm;

 : Sản lượng phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i tại đầu cực tổ máy tính toán theo quy định tại Điểm a Khoản này (kWh).

d) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố nguyên nhân phát sinh sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện do ràng buộc hệ thống điện.

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

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

Qsmp_i  = Qmq_i – Qbp_i – Qcon_i - Qdu_i

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

Qsmp_i = Qmq_i – Qbp_i – Qcon_i

Trong đó:

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

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

Qbp_i : 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 điện (kWh);

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

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

Điều 86. Điều chỉnh sản lượng điện năng của nhà máy điện phục vụ thanh toán trong thị trường điện

1. 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 trong chu kỳ giao dịch đó ( ≤ );

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 trong chu kỳ giao dịch 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 trong chu kỳ giao dịch đó ( < ).

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 85Thông tư này căn cứ các thành phần sản lượng sau:

a) Sản lượng điện hợp đồng trong chu kỳ giao dịch của nhà máy điện ( ) được xác định theo quy định tại Điều 38Thông tư này;

b) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmp_i) của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại khoản 5 Điều 85Thông 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 (Qcon_i) và sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện (Qbp_i) được điều chỉnh trong chu kỳ giao dịch này bằng 0 (không) (Qcon_i = 0; Qbp_i = 0);

b) Trường hợp quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này, 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 về Quy trình tính toán thanh toán trong thị trường điện tại Phụ lục III Thông tư này.

Điều 87. 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 không sử dụng năng lượng tái tạo trong chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

Rg = Rsmp + Rbp + Rcon + Rdu

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 nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);

Rcon: 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 điều 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 i theo công thức sau:

 

Trong đó:

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

3. Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường 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:

Rbp_i : 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 tổ máy thuộc nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện 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 điện và được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường;

: Giá chào tương ứng với dải chào j trong bản chào của 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);

: Sản lượng điện năng thanh toán theo 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);

: Sản lượng điện năng có giá chào cao hơn giá trần thị trường điện của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm (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 quy đổi về vị trí đo đếm (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 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;

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

c) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố nguyên nhân phát sinh sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện do ràng buộc hệ thống điện.

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 điện hoặc được huy động công suất với dải chào giá cao hơn giá trần thị trường điện thì nhà máy được thanh toán cho phần sản lượng phát tương ứng trong chu kỳ đó bằng giá trần thị trường điện.

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

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

Pbp_i,max: Giá điện năng của tổ máy đắt nhất được thanh toán trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).

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

 

Trong đó:

Rdu: 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;

Rdu_i: 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).

7. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán điện năng thị trường của nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo trong chu kỳ thanh toán theo công thức:

 

Trong đó:

Rg: Khoản thanh toán điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng) cho nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo;

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

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

Qmq_i: Sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện (kWh).

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

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

Điều 88. Khoản thanh toán theo giá 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:

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

Điều 89. Khoản thanh toán sai khác trong hợp đồng mua bán điện

Căn cứ 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 và gửi cho đơn vị mua điện theo quy định tại Điều 104Thông tư này trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:

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

 

Trong đó:

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

Qc(i): Sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

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

FMP(i): Giá thị trường toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).

2. 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;

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

Mục 2

THANH TOÁN ĐIỆN NĂNG ÁP DỤNG CHO ĐƠN VỊ MUA ĐIỆN

Điều 90. Tính toán khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch

1.  Sản lượng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại khoản 2Điều 75Thông tư này.

2. Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch được xác định như sau:

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, công bố tỷ lệ mua điện từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện tương ứng của các nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện:

X₁ =

Trong đó:

X₁: Tỷ lệ điện năng mua theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng;

Q_c(g,M): Sản lượng hợp đồng tháng M của nhà máy điện g được tính toán theo quy định tại Điều 38Thông tư này (kWh);

Q_ptdk(l,M): Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn dự báo tháng M do đơn vị mua buôn điện l cung cấp phục vụ lập kế hoạch vận hành tháng tới (kWh);

G: Tổng số nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện;

L: Tổng số đơn vị mua buôn điện.

b) Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo công thức sau:

 

Trong đó:

Q_m1(l,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

  X₁: Tỷ lệ điện năng mua theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố theo quy định tại điểm a khoản này;

Q(l,i): Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này (kWh).

c) Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp được xác định theo công thức sau:

 

Trong đó:

Q_m2(l,g,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g ký hợp đồng trực tiếp (kWh);

Q(l,i): Sản lượng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này (kWh);

X₂(g,i): Tỷ lệ sản lượng điện năng được tính toán theo công thức sau:

 

Trong đó:

Q_mq(g,i): Sản lượng điện năng giao tại điểm giao nhận trong chu kỳ giao dịch i trực tiếp tham gia thị trường điện của nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp với đơn vị mua buôn điện (kWh);

Q(l,i): Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này (kWh);

L: Tổng số đơn vị mua buôn điện;

k(i): Hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại khoản 1Điều 81Thông tư này.

d) Tổng sản lượng điện năng mua từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo công thức sau:

 

Trong đó:

Q_m(l,i): Tổng sản lượng điện năng mua từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

Q_m1(l,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

Q_m2(l,g,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g ký hợp đồng trực tiếp (kWh);

G: Tổng số nhà máy điện ký hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện.

3. Tính toán khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định như sau:

a) Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ được xác định theo công thức sau:

                               C_m1(l,i) = CFMP(i) × Q_m1(l,i)

Trong đó:

C_m1(l,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);

CFMP(i): Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i, (đồng/kWh);

Q_m1(l,i): Tổng sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được tính toán theo quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều này (kWh).

b) Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện được xác định theo công thức sau:

                            C_m2(l,g,i) = CFMP(i) × Q_m2(l,g,i)

Trong đó:

g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;

C_m2(l,g,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i cho nhà máy điện g (đồng);

CFMP(i): Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

Q_m2(l,g,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g được tính toán theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều này (kWh).

c) Tổng chi phí mua điện từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo công thức sau:

 

Trong đó:C_m(l,i): Tổng chi phí mua điện từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

C_m1(l,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);

g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;

G: Tổng số nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;

C_m2(l,g,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g (đồng).

Điều 91. Tính toán khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán

Khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán được xác định như sau:

1. Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được xác định theo công thức sau:

 

Trong đó:

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

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

TC_m1(l,M): Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);

C_m1(l,i): Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng, xác định tại điểm a khoản 3 Điều 90Thông tư này (đồng).

2. Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của Đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán cho nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn điện được xác định theo công thức sau:

 

Trong đó:

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

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

g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn điện;

TCm2(l,g,M): Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của Đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn điện (đồng);

Cm2 (l,g,i): Tổng khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn điện (đồng);

UpliftM(g): Thành phần hiệu chỉnh giá thị trường điện giao ngay áp dụng cho Đơn vị mua buôn điện của nhà máy điện g trong chu kỳ thanh toán M do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán trên cơ sở các số liệu do Đơn vị phát điện cung cấp sau tháng vận hành theo công thức:

                      Uplift_M(g) =

Trong đó:

g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;

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

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

L: Tổng số Đơn vị mua buôn điện;

Rg (M): Tổng các khoản thanh toán điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán M của nhà máy điện g theo bảng kê thanh toán thị trường điện tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phát hành được xác định theo quy định tại Điều 87Thông tư này (đồng);

R^g_can (M): Tổng doanh thu theo giá công suất trong chu kỳ thanh toán M của nhà máy điện g theo bảng kê thanh toán thị trường điện tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phát hành được xác định theo quy định tại Điều 88Thông tư này (đồng);

Cm₂(l,g,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của Đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g được xác định tại điểm b khoản 3 Điều 90Thông tư này (đồng);

Qm₂ (l,g,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của Đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g được xác định theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều 90Thông tư này (kWh).

3. Tổng các khoản chi phí mua điện của đơn vị mua buôn điện theo thị trường điện giao ngay trong chu kỳ thanh toán được xác định theo công thức sau:

 

Trong đó:

TC(l,M): Tổng các khoản chi phí mua điện của đơn vị mua buôn điện l theo thị trường điện giao ngay trong chu kỳ thanh toán M (đồng);

TC_m1(l,M): Khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng, được xác định tại khoản 1 Điều này (đồng);

g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;

G: Tổng số nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;

TC_m2(l,g,M): Khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ nhà máy điện g được xác định tại khoản 2 Điều này (đồng).

Điều 92. Tính toán khoản thanh toán sai khác theo hợp đồng mua bán điện của đơn vị mua buôn điện

Bên bán điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán sai khác theo hợp đồng mua bán 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:

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

Qc(i): Sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

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

FMP_i: Giá thị trường toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).

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

 

Trong đó:

: Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ thanh toán M (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;

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

Mục 3
THANH TOÁN DỊCH VỤ PHỤ TRỢ VÀ THANH TOÁN KHÁC

Điều 93. Thanh toán cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp

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 điều khiển tần số thứ cấp, bao gồm:     

1. Đối với phần sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện cung cấp dịch vụ điều chỉnh tần số trong chu kỳ giao dịch: Tính toán thanh toán theo quy định tại Điều 87và Điều 88Thông tư này.

2. Khoản thanh toán theo giá công suất CAN cho phần sản lượng tương ứng với phần công suất cung cấp cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp, cụ thể như sau:

R_đt(i) = CAN(i) × Q_đt(i)

Trong đó:

R_đt(i): Khoản thanh toán theo giá công suất CAN cho phần sản lượng tương ứng với phần công suất cung cấp cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

CAN(i): Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

Q_đt(i): Sản lượng tương ứng với phần công suất cung cấp cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của tổ máy trong chu kỳ giao dịch i đã quy đổi về vị trí đo đếm (kWh) và được xác định theo công thức sau:

Q_đt = Max{Min ([Q_cb – Q_mq], Q_đtcb), 0}

Trong đó:

Q_đtcb: Sản lượng tương ứng với công suất cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp công bố cho chu kỳ giao dịch tới của tổ máy được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

Q_cb: Sản lượng tương ứng với công suất công bố của tổ máy trong bản chào lập lịch của tổ máy được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

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

Trường hợp trong chu kỳ giao dịch thực tế, tổ máy không tham gia dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp hoặc tổ máy bị sự cố thì sản lượng tương ứng với phần công suất cung cấp cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong chu kỳ đó bằng không (Q_đt = 0);

Điều 94. Thanh toán cho dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ vận hành phải phát để đảm bảo 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 vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện (bao gồm vận hành phải phát thường xuyên và nhà máy tuabin khí vận hành chu trình đơn hoặc thiếu nhiên liệu chính phải sử dụng một phần hoặc toàn bộ nhiên liệu phụ theo lệnh của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường 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 95.  Thanh toán cho nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày

Các khoản thanh cho nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trực tiếp giao dịch trên thị trường điện được tính toán như sau:

1. Các khoản thanh toán theo thị trường điện: Thực hiện theo các quy định tại khoản 2 và khoản 6 Điều 87và Điều 88Thông tư này.

2. Khoản thanh toán sai khác theo hợp đồng mua bán điện

a) Sản lượng hợp đồng mua bán điện trong chu kỳ giao dịch của nhà máy điện này được tính toán theo công thức sau:

Qc(i) = Qhc(i)× α

Trong đó:

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

α: Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng cho nhà máy thủy điện có hồ điều tiết dưới 02 ngày do Bộ Công Thương quy định.

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 lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (kWh).

b) Khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện được tính toán căn cứ theo sản lượng hợp đồng theo quy định tại điểm a khoản này và theo công thức quy định tại Điều 89Thông tư này.

Điều 96. Thanh toán cho các nhà máy điện năng lượng tái tạo trực tiếp tham gia thị trường điện

1. Nhà máy điện năng lượng tái tạo tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp lựa chọn bán điện trên thị trường điện giao ngay, thanh toán áp dụng theo quy định tại Nghị định số 80/2024/NĐ-CP ngày 03 tháng 7 năm 2024 của Chính phủ.

2. Nhà máy điện năng lượng tái tạo không tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp nhưng lựa chọn trực tiếp tham gia thị trường điện, thanh toán các thành phần:

a) Các khoản thanh toán theo thị trường điện: Thực hiện theo các quy định tại Khoản 7 Điều 87và Điều 88Thông tư này.

b) Khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác:

Sản lượng hợp đồng mua bán điện trong chu kỳ giao dịch của nhà máy điện này được tính toán theo công thức sau:

Qc(i) = Qmq(i)× α

Trong đó:

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

α: Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng cho nhà máy năng lượng tái tạo do Bộ Công Thương quy định.

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

c) Khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện được tính toán căn cứ theo sản lượng hợp đồng theo quy định tại Điểm a Khoản này và theo công thức quy định tại Điều 89Thông tư này.

Điều 97. Thanh toán khác đối với nhà máy điện ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam

1.Trường hợp sản lượng đo đếm điện năng tháng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng cung cấp theo quy định tại khoản 2 Điều 75Thông tư này có sai khác so với tổng điện năng đo đếm các ngày trong tháng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng cung cấp theo quy định tại khoản 1 Điều 75Thông tư này, phần điện năng chênh lệch được thanh toán theo quy định hợp đồng mua bán điện đã ký giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị phát điện.

2.Tổ máy nhiệt điện bị buộc phải ngừng hoặc phải ngừng một lò hơi để giảm công suất theo quy định tại khoản 3 Điều 59Thông tư này được thanh toán chi phí khởi động theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Đơn vị phát điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận sự kiện này đối với tổ máy do Đơn vị phát điện công bố để Đơn vị mua điện làm căn cứ thanh toán chi phí khởi động.

3.Trường hợp nhà máy có tổ máy phát điện thí nghiệm thì tách toàn bộ nhà máy đó ra ngoài 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 thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam tương ứng với cấu hình tổ máy và loại nhiên liệu sử dụng.

4.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 ngoài 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 hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

5.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 hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

6.Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện tách ra ngoài hệ thống điện quốc gia và đấu nối vào lưới điện mua từ nước ngoài, căn cứ theo kết quả tính toán vận hành hệ thống điện năm tới của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, việc tham gia thị trường điện trong năm tới và thanh toán cho nhà máy điện này được quy định như sau:

a)  Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày có kế hoạch đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài thì tách toàn bộ nhà máy điện này tham gia gián tiếp thị trường điện trong năm tới. Toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong năm tới được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Tập Đoàn Điện lực Việt Nam;

b) Trừ trường hợp quy định tại điểm a khoản này, trường hợp trong năm vận hành nhà máy điện có tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong ngày giao dịch mà tổ máy có chu kỳ đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Tập Đoàn Điện lực Việt Nam.

7.Trường hợp tổ máy thủy điện phải phát công suất lớn hơn công suất công bố trong bản chào giá lập lịch huy động chu kỳ giao dịch 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 quy định tại hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

8.Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện tham gia thử nghiệm hệ thống AGC theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thì tách toàn bộ nhà máy điện này ra ngoài thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các chu kỳ có thử nghiệm được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Trước ngày 01 tháng 12 năm N-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và công bố danh sách các tổ máy phát điện dự kiến tham gia thử nghiệm hệ thống AGC trong năm N cho các thành viên tham gia thị trường điện.

Điều 98. Thanh toán khác đối với nhà máy điện ký hợp đồng trực tiếp với đơn vị mua buôn điện

1. Các khoản thanh toán khác cho nhà máy điện ký hợp đồng trực tiếp với đơn vị mua buôn điện bao gồm:

a) Phần sản lượng chênh lệch giữa sản lượng đo đếm điện năng tháng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng cung cấp theo quy định tại khoản 2 Điều 75Thông tư này với tổng sản lượng điện năng đo đếm các chu kỳ giao dịch trong tháng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng cung cấp theo quy định tại khoản 1 Điều 75Thông tư này, được thanh toán theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện đã ký giữa đơn vị mua buôn điện và đơn vị phát điện;

b) Tổ máy nhiệt điện bị buộc phải ngừng hoặc phải ngừng một lò hơi để giảm công suất theo quy định tại khoản 3 Điều 59Thông tư này được thanh toán chi phí khởi động theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện giữa Đơn vị mua buôn điện và đơn vị phát điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận sự kiện này đối với tổ máy do Đơn vị phát điện công bố để Đơn vị mua điện làm căn cứ thanh toán chi phí khởi động;

c) Trường hợp nhà máy có tổ máy phát điện thí nghiệm thì tách toàn bộ nhà máy đó ra ngoài 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 thỏa thuận tại các hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện tương ứng với cấu hình tổ máy và loại nhiên liệu sử dụng;

d) Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện tham gia thử nghiệm hệ thống AGC theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thì tách toàn bộ nhà máy điện này ra ngoài thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các chu kỳ có thử nghiệm được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện. Trước ngày 01 tháng 12 năm N-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và công bố danh sách các tổ máy phát điện dự kiến tham gia thử nghiệm hệ thống AGC trong năm N cho các thành viên tham gia thị trường điện;

e) Các khoản thuế, phí thanh toán cho nhà máy điện có hợp đồng trực tiếp với các đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán M (thuế tài nguyên nước, phí môi trường rừng, phí bảo vệ môi trường đối với nước thải công nghiệp, tiền thuê đất, các khoản thuế phí khác nếu có).

2. Các khoản thanh toán khác quy định tại khoản 1 Điều này được phân bổ cho các đơn vị mua buôn điện theo tỷ trọng sản lượng điện năng giao nhận trong chu kỳ thanh toán do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố và được xác định theo công thức sau:

 

Trong đó:

L: Tổng số đơn vị mua buôn điện;

R_kh(l,g,M): Khoản thanh toán khác phân bổ cho đơn vị mua buôn điện l từ nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp trong chu kỳ thanh toán M được thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện ký giữa hai bên (đồng);

R_kh(g,M): Tổng các khoản thanh toán khác quy định tại khoản 1 Điều này của các nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp với đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán M (đồng);

Q(l,M): Sản lượng điện năng giao nhận của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M (kWh).

Điều 99. Thanh toán khi can thiệp thị trường điện

Trường hợp có phát sinh tình huống can thiệp thị trường điện được quy định tại Điều 63Thông tư này, đơn vị mua điện có trách nhiệm thanh toán cho đơn vị phát điện có hợp đồng trực tiếp theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận sự kiện liên quan để đơn vị phát điện có căn cứ hoàn chỉnh hồ sơ thanh toán gửi đơn vị mua điện.

Điều 100. Thanh toán khi tạm ngừng hoạt động của thị trường điện giao ngay

Trong thời gian tạm ngừng hoạt động của thị trường điện giao ngay, đơn vị mua điện có trách nhiệm thanh toán cho đơn vị phát điện có hợp đồng trực tiếp theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận sự kiện liên quan để đơn vị phát điện có căn cứ hoàn chỉnh hồ sơ thanh toán gửi đơn vị mua điện.

Mục 4

TRÌNH TỰ, THỦ TỤC THANH TOÁN

Điều 101. 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 điện và các đơn vị phát điện số liệu phục vụ việc tính toán thanh toán cho từng nhà máy điện.

Điều 102. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho ngày giao dịch

1. Trước 16h00 ngày D+4, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho 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 Biểu mẫu 13 tại Phụ lục VI Thông tư này.

2. Trước 16h00 ngày D+5, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và gửi cho các đơn vị mua điện bảng kê thanh toán thị trường điện giao ngay của ngày D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo Biểu mẫu 13 tại Phụ lục VI Thông tư này.

3. Trước 12h00 ngày D+6, đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và đơn vị mua điện 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).

4. Trước 16h00 ngày D+6, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho đơn vị mua điện 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 13 tại Phụ lục VI 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 103. 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 các 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 tính 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 công bố:

a)  Biên bản chốt sản lượng chênh lệch giữa tổng sản lượng trong từng chu kỳ giao dịch và sản lượng chốt cho chu kỳ thanh toán;

b) Tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của từng đơn vị mua buôn điện và tỷ trọng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện tính toán theo quy định tại khoản 2 Điều 98Thông tư này.

3. Trong thời hạn 13 ngày làm việc tính 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 của chu kỳ thanh toán cho đơn vị mua điện và đơn vị phát điện.

4. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán bao gồm bảng tổng hợp theo các Biểu mẫu 13 và Biểu mẫu 14 tại Phụ lục VI Thông tư này và biên bản xác nhận chỉ số công tơ và sản lượng điện năng.

5. Hình thức xác nhận bảng kê thanh toán và sự kiện thị trường điện: Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch, đơn vị mua điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng chữ ký số để phục vụ công tác xác nhận, phát hành bảng kê thanh toán thị trường điện và xác nhận các sự kiện thị trường điện. Trong trường hợp chữ ký số bị sự cố, đơn vị mua điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận, phát hành bảng kê thanh toán thị trường điện và xác nhận các sự kiện thị trường điện trực tiếp và xác nhận lại sau khi sự cố được khắc phục.

Điều 104. Hồ sơ thanh toán

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

2. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch lập và gửi chứng từ thanh toán hợp đồng sai khác cho đơn vị mua điện theo thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện đã ký giữa đơn vị mua điện và đơn vị phát điện.

3. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch lập và gửi hóa đơn thanh toán cho đơn vị mua điện theo thỏa thuận tại Hợp đồng mua bán điện. Hóa đơn thanh toán bao gồm các khoản thanh toán thị trường điện và thanh toán hợp đồng sai khác trong chu kỳ thanh toán.

Điều 105. Hồ sơ thanh toán cho hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ và các khoản thanh toán khác

Đơn vị phát điện có trách nhiệm lập hồ sơ thanh toán dịch vụ phụ trợ và các khoản thanh toán khác theo hợp đồng đã ký kết giữa đơn vị phát điện và đơn vị mua điện.

Điều 106. Hiệu chỉnh hóa đơn

1. Trong trường hợp hóa đơn có sai sót, đơn vị phát điện hoặc đơn vị mua điện có quyền đề nghị xử lý theo các quy định có liên quan trong thời hạn 01 tháng tính 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 107. Thanh toán

1. Đơn vị mua 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 ký kết giữa hai bên.

2. Đơn vị phát điện và đơn vị mua điện 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. Đến ngày 20 hàng tháng, trường hợp 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 điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký. 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 được bù trừ vào tháng kế tiếp.

4. Trường hợp bên mua điện chậm thanh toán khi đến hạn thanh toán, áp dụng tính lãi cho khoản tiền điện chậm trả theo mức lãi suất do hai bên thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện đã ký kết.

Điều 108. 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 thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện hoặc hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ đã ký kết.

Điều 109. Thanh toán hợp đồng mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị mua buôn điện

Thanh toán hợp đồng mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị mua buôn bao gồm:

1. Khoản thanh toán thị trường điện giao ngay giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam với đơn vị mua buôn điện đối với các nhà máy điện phân bổ hợp đồng được quy định tại khoản 1 Điều 91Thông tư này.

2. Khoản thanh toán sai khác theo hợp đồng mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam với đơn vị mua buôn điện đối với các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng tính toán theo quy định tại Điều 92Thông tư này.

3. Khoản thanh toán theo giá bán buôn điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho Đơn vị mua buôn điện đối với phần sản lượng giao nhận đầu nguồn còn lại sau khi đã trừ phần sản lượng thanh toán theo quy định tại Điều 90, điểm c điểm d khoản 1 Điều 98, Điều 99và Điều 100Thông tư này.

4. Các khoản thanh toán khác theo thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện.

Chương IX
HỆ THỐNG CÔNG NGHỆ THÔNG TIN
PHỤC VỤ VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 110. Phần mềm cho hoạt động của thị trường điện

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

a) Phần mềm mô phỏng thị trường;

b) Phần mềm tính toán giá trị nước;

c) Phần mềm lập lịch huy động;

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 phát triển và vận hành các phần mềm phục vụ thị trường điện.

Điều 111. 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 112. 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 113. 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.

Điều 114. 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, trao đổi và bảo mật 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 115. 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 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 điện 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.

6. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xây dựng, quản lý hệ thống bảo mật thông tin đảm bảo an toàn, bảo mật các thông tin thị trường điện.

Điều 116. Cung cấp và công bố thông tin thị trường điện

1. Đơn vị phát điện, đơn vị mua buôn điện, Đơn vị truyền tải điện, đơn vị phân phối 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 tính toán phân bổ sản lượng hợp đồng, dự báo phụ tải năm, 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 trong Quy trình quản lý, vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện tại Phụ lục V Thông tư này.

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 của từng miền và hệ thống;

c) Số liệu công suất phát của từng loại hình công nghệ phát điện và toàn hệ thống điện;

        d) Số liệu thống kê về giá thị trường;

        đ) 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 tại Phụ lục V Thông tư này.

Điều 117. 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 118. 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 119. 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 118Thông tư này.

Điều 120. 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.

Chương X
GIÁM SÁT VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 121. Trách nhiệm thực hiện giám sát thị trường điện

1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm thực hiện giám sát thường xuyên, định kỳ công tác vận hành thị trường điện thông qua tổng hợp, đánh giá kết quả vận hành căn cứ trên các dữ liệu thu thập và kiểm tra thực tế tại các thành viên tham gia thị trường điện. Nội dung giám sát thị trường điện bao gồm:

a) Kết quả vận hành thị trường điện;

b) Đánh giá tuân thủ quy định thị trường điện của các đơn vị thành viên tham gia thị trường điện.

2. Thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm phối hợp với Cục Điều tiết điện lực trong giám sát thị trường điện; phát hiện và báo cáo Cục Điều tiết điện lực các vấn đề phát sinh, các hành vi có dấu hiệu vi phạm trong quá trình vận hành thị trường điện.

Điều 122. 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 công bố thông tin vận hành thị trường điện theo quy định trong Quy trình quản lý, vận hành hệ thống thông tin thị trường điện tại Phụ lục V Thông tư này với thời gian biểu cụ thể như sau:

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

2. Trước 16h00 thứ Ba hàng tuần, công bố báo cáo vận hành thị trường điện tuần trước.

3. Trước ngày 20 hàng tháng, công bố báo cáo vận hành thị trường điện tháng trước.

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

Điều 123. Cung cấp dữ liệu phục vụ giám sát vận hành thị trường điện

1. Cung cấp dữ liệu phục vụ giám sát vận hành thị trường điện

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp cho Cục Điều tiết điện lực các thông tin, dữ liệu về vận hành thị trường điện, bao gồm:

- Các số liệu, kết quả tính toán kế hoạch vận hành thị trường điện năm, tháng, tuần;

- Các số liệu, kết quả vận hành thị trường điện ngày tới, chu kỳ tới, thời gian thực và tính toán thanh toán;

- Các thông tin, số liệu cần thiết khác theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực để giám sát thị trường điện.

b) Thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm cung cấp các thông tin, số liệu liên quan đến hoạt động của đơn vị đó trên thị trường điện theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực để giám sát thị trường điện.

2. Phương thức cung cấp số liệu

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp thông tin cho Cục Điều tiết điện lực theo các phương thức sau:

- Tự động đồng bộ hóa trực tuyến giữa Cơ sở dữ liệu thị trường điện tại Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện với Cơ sở dữ liệu giám sát thị trường điện tại Cục Điều tiết điện lực. Danh mục các thông tin, dữ liệu thị trường điện đồng bộ hóa do Cục Điều tiết điện lực quy định;

- Trường hợp chưa áp dụng được phương thức cung cấp dữ liệu theo quy định tại điểm a khoản này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và gửi các file số liệu thị trường điện theo định dạng, biểu mẫu và theo thời gian biểu do Cục Điều tiết điện lực quy định.

b) Thành viên tham gia thị trường điện cung cấp thông tin, dữ liệu dưới dạng văn bản hoặc file số liệu theo biểu mẫu khi Cục Điều tiết điện lực yêu cầu.

3. Đảm bảo chất lượng dữ liệu

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm đảm bảo chất lượng dữ liệu cung cấp cho Cục Điều tiết điện lực bao gồm các báo cáo hàng ngày, báo cáo hàng tuần và nội dung của cơ sở dữ liệu thị trường điện;

b) Thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm đảm bảo chất lượng dữ liệu cung cấp cho Cục Điều tiết điện lực phục vụ điều tra và có xác nhận đảm bảo chính xác của đơn vị cấp dữ liệu.

Điều 124. Chế độ báo cáo vận hành thị trường điện

1. Chế độ báo cáo vận hành thị trường điện hàng tháng của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

1. Tên báo cáo: Báo cáo vận hành thị trường điện tháng M;
2. Nội dung báo cáo: Theo Biểu mẫu 01 tại Phụ lục VI Thông tư này;

c) Đối tượng báo cáo: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

d) Cơ quan nhận báo cáo: Cục Điều tiết điện lực;

đ) Phương thức gửi báo cáo: Gửi qua hệ thống thư điện tử;

e) Thời hạn gửi báo cáo: Trước ngày 20 tháng M+1 gửi báo cáo về vận hành thị trường điện tháng M;

g) Tần suất gửi báo cáo: Hàng tháng.

2. Chế độ báo cáo vận hành thị trường điện năm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

a) Tên báo cáo: Báo cáo vận hành thị trường điện năm N;

b) Nội dung báo cáo: Theo Biểu mẫu 02 tại Phụ lục VI Thông tư này;

c) Đối tượng báo cáo: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

d) Cơ quan nhận báo cáo: Cục Điều tiết điện lực;

đ) Phương thức gửi báo cáo: Báo cáo được gửi đến cơ quan nhận báo cáo bằng một trong các phương thức sau:

- Gửi qua hệ thống thư điện tử;

- Gửi qua dịch vụ bưu chính.

e) Thời hạn gửi báo cáo: Trước ngày 01 tháng 3 năm N+1 gửi báo cáo về vận hành thị trường điện năm N.

g) Tần suất gửi báo cáo: Hàng năm.

3. Chế độ báo cáo vận hành thị trường điện năm của Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch

a) Tên báo cáo: Báo cáo vận hành thị trường điện năm N;

b) Nội dung báo cáo: Theo Biểu mẫu 03 tại Phụ lục VI Thông tư này;

c) Đối tượng báo cáo: Các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch;

d) Cơ quan nhận báo cáo: Cục Điều tiết điện lực;

đ) Phương thức gửi báo cáo: Báo cáo được gửi đến cơ quan nhận báo cáo bằng một trong các phương thức sau:

- Gửi qua hệ thống thư điện tử;

- Gửi qua dịch vụ bưu chính.

e) Thời hạn gửi báo cáo: Trước ngày 01 tháng 3 năm N+1 gửi báo cáo về vận hành thị trường điện năm N;

g) Tần suất gửi báo cáo: Hàng năm.

4. Chế độ báo cáo vận hành thị trường điện năm của Đơn vị mua điện

a) Tên báo cáo: Báo cáo vận hành thị trường điện năm N;

b) Nội dung báo cáo: Theo Biểu mẫu 04 tại Phụ lục VI Thông tư này;

c) Đối tượng báo cáo: Các đơn vị mua điện tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh;

d) Cơ quan nhận báo cáo: Cục Điều tiết điện lực;

đ) Phương thức gửi báo cáo: Báo cáo được gửi đến cơ quan nhận báo cáo bằng một trong các phương thức sau:

- Gửi qua hệ thống thư điện tử;

- Gửi qua dịch vụ bưu chính.

e) Thời hạn gửi báo cáo: Trước ngày 01 tháng 3 năm N+1 gửi báo cáo về vận hành thị trường điện năm N;

g) Tần suất gửi báo cáo: Hàng năm.

5. Báo cáo đột xuất

a) Báo cáo đột xuất khi phát sinh can thiệp thị trường điện

- Tên báo cáo: Báo cáo về tình hình can thiệp thị trường điện.

- Nội dung báo cáo phát sinh can thiệp thị trường điện: Báo cáo chi tiết về sự kiện can thiệp thị trường điện (thời gian, nguyên nhân phát sinh, các biện pháp can thiệp, đánh giá ảnh hưởng…);

- Đối tượng báo cáo: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

- Cơ quan nhận báo cáo: Cục Điều tiết điện lực;

- Phương thức gửi báo cáo: Gửi qua hệ thống thư điện tử;

- Thời hạn gửi báo cáo: 24 giờ kể từ thời điểm can thiệp thị trường điện.

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

Điều 125. Kiểm toán số liệu và tuân thủ 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 tuân thủ thị trường điện của năm trước. Nội dung kiểm toán hàng năm về 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:

a) Số liệu cho tính toán trong thị trường điện;

b) Các bước thực hiện tính toán;

c) Kết quả tính toán;

d) Tuân thủ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đối với các trình tự 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. Đơn vị thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm hợp tác trong quá trình thực hiện kiểm toán thị trường điện.

5. Chi phí kiểm toán

a) 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) 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 tính từ ngày nhận được báo cáo kiểm toán do đơn vị kiểm toán gửi, 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 XI
TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 126. Trách nhiệm của Cục Điều tiết điện lực

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

2. Ban hành hoặc trình Lãnh đạo Bộ ban hành văn bản hướng dẫn thực hiện hợp đồng mua bán điện mẫu đối với hợp đồng mua bán điện đã ký kết hoặc đang trong quá trình thực hiện đàm phán trước ngày Thông tư này có hiệu lực thi hành.

3. Ban hành hoặc trình Lãnh đạo Bộ ban hành văn bản hướng dẫn các nội dung mới phát sinh, vướng mắc trong quá trình thực hiện.

Điều 127. Trách nhiệm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

1. 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.

2. Ban hành quy định về tiêu chuẩn, chế độ công tác của chức danh “Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện” của đơn vị đáp ứng yêu cầu vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh; Thực hiện đào tạo, kiểm tra và công nhận chức danh này để tham gia công tác vận hành thị trường điện.

3. Hướng dẫn các thành viên tham gia thị trường điện về trình tự, thủ tục đăng ký tham gia thị trường điện theo quy định tại Thông tư này và nâng cấp Trang thông tin điện tử thị trường điện để các đơn vị phát điện nộp hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện theo hình thức trực tuyến.

4. Chịu trách nhiệm về tổng hợp các thông tin do các đơn vị cung cấp để đưa vào mô hình mô phỏng thị trường điện, kết quả tính toán đầu ra và các thông tin công bố trên công thông tin điện tử phụ thị trường điện theo quy định của Thông tư này.

Điều 128. Quy định nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm của Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện

1. Nhiệm vụ

a) Dự báo phụ tải phục vụ lập lịch huy động nguồn điện chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ giao dịch tiếp theo sau đó tuân thủ theo các quy định về vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện;

b) Lập lịch huy động nguồn điện chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ giao dịch tiếp theo sau đó tuân thủ theo các quy định về vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện;

c) Thực hiện ấn định, dự báo nhu cầu sử dụng khí cho phát điện chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ giao dịch tiếp theo sau đó;

d) Tính toán, đánh giá công suất khả dụng nguồn hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện miền và phối hợp với Điều độ viên quốc gia thực hiện các giải pháp nhằm đảm bảo cân bằng cung cầu, an ninh hệ thống điện quốc gia;

đ) Giải đáp các thắc mắc của các đơn vị liên quan đến công tác điều hành giao dịch thị trường điện, công tác lập lịch huy động nguồn điện chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ giao dịch tiếp theo sau đó;

e) Phối hợp xử lý các sự cố, bất thường liên quan đến hệ thống hạ tầng công nghệ thông tin phục vụ công tác điều hành giao dịch thị trường điện, công tác lập lịch huy động nguồn điện trong hệ thống;

g) Khai thác, sử dụng các phần mềm, cơ sở dữ liệu trong hệ thống công nghệ thông tin phục vụ vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện;

h) Công bố thông tin huy động chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ giao dịch tiếp theo sau đó trên trang thông tin điện tử hệ thống điện và thị trường điện theo đúng quy định;

i) Kiểm tra, rà soát hoạt động của thị trường, cảnh báo các đơn vị nhằm đảm bảo tuân thủ các quy định trong quá trình điều hành giao dịch thị trường điện;

k) Chuẩn bị số liệu, tài liệu phục vụ giải quyết các tranh chấp, khiếu nại của các đơn vị trong công tác điều hành thị trường điện, công tác lập lịch huy động nguồn điện trong hệ thống điện;

l) Phân tích và báo cáo giám sát thị trường và thông tin các bên liên quan;

m) Tham gia xây dựng các quy trình, quy định liên quan trong vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

n) Các nhiệm vụ khác do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định.

2. Trách nhiệm

a) Đảm bảo công tác vận hành hệ thống điện an toàn, tin cậy, kinh tế, công tác điều hành giao dịch thị trường điện công bằng, minh bạch, tuân thủ các quy định về vận hành hệ thống điện và thị trường điện do Cơ quan Nhà nước có thẩm quyền ban hành;

b) Lập lịch huy động nguồn điện chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ giao dịch tiếp theo sau đó đảm bảo hệ thống điện quốc gia vận hành an toàn, tin cậy, ổn định, chất lượng và kinh tế.

3. Quyền hạn

a) Yêu cầu Điều độ viên miền, các Đơn vị quản lý vận hành và các đơn vị có liên quan cung cấp các thông tin phục vụ công tác vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện, cụ thể như sau:

- Thông tin về chế độ vận hành nhà máy điện, hồ chứa thủy điện và các thông tin khác đối với các nguồn điện thuộc quyền điều khiển, quyền kiểm tra của cấp điều độ quốc gia;

- Thông tin về tình hình cung cấp, tiêu thụ nhiên liệu sơ cấp của các nguồn điện thuộc quyền điều khiển, quyền kiểm tra của cấp điều độ quốc gia;

- Số liệu dự báo phụ tải và phụ tải thực tế của các Tổng công ty Điện lực, công ty Điện lực, các nguồn nhập khẩu điện;

- Nhận thông báo hoặc cung cấp trước thông tin về chế độ vận hành của thiết bị điện làm thay đổi, ảnh hưởng đến chế độ vận hành nguồn điện thuộc quyền điều khiển Cấp điều độ quốc gia;

- Các thông tin khác phục vụ công tác điều hành giao dịch thị trường điện, lập lịch huy động nguồn điện.

b) Phối hợp với điều độ viên quốc gia cập nhật các thông tin vận hành trong thời gian thực phục vụ công tác lập lịch huy động nguồn điện;

c) Xin ý kiến lãnh đạo Cấp điều độ quốc gia để giải quyết những vấn đề không thuộc thẩm quyền;

d) Kiến nghị với lãnh đạo Cấp điều độ quốc gia thay đổi phương thức vận hành nếu hệ thống điện quốc gia có sự cố hoặc khi nhận thấy phương thức vận hành hệ thống hiện tại chưa phù hợp;

đ) Công bố các thông tin liên quan đến điều hành giao dịch thị trường điện theo quy định.

Điều 129. Trách nhiệm của các đơn vị liên quan

1.Thành viên 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.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 130. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 25 tháng 11 năm 2024.

2. Thông tư này thay thế Thông tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành Thị trường bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện; Thông tư số 24/2019/TT-BCT ngày 14 tháng 11 năm 2019 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện, có hiệu lực kể từ ngày 01 tháng 01 năm 2020.

3. Thông tư này bãi bỏ Điều 1 và khoản 3 Điều 10 Thông tư số 12/2024/TT-BCT ngày 01 tháng 8 năm 2024 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định về sửa đổi, bổ sung một số thông tư của Bộ trưởng Bộ Công Thương liên quan đến điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia và thị trường điện.

4. Trong quá trình thực hiện, nếu phát sinh vướng mắc, tổ chức, cá nhân có trách nhiệm phản ánh về Bộ Công Thương để bổ sung, sửa đổi cho phù hợp./.