시행규칙

규정 운전경쟁 발전 시장

 

정부가 2017년 8월 18일 제98/2017/NĐ-CP 호를 발행한 "통상공업부의 기능, 임무, 권한 및 조직 구조에 관한 규정"에 근거함

전기법 2004년 12월 3일; 전기법 일부 조항 개정 및 보완 법 2012년 11월 20일;

정부총리가 2013년 11월 8일 제63/2013/QĐ-TTg 호에 의거하여 베트남 전력 시장 수준별 형성 및 발전을 위한 경로, 조건 및 전력 산업 구조에 대한 규정;

전력조절국장의 건의에 따라

공상부 장관은 경쟁 발전 시장을 운영하는 시행규칙을 제정한다.

장 1
총칙

조 1. 적용범위

본 시행규칙은 경쟁 발전 시장(이하 "전력 시장"이라 함)의 운영과 전력 시장 참여 주체의 책임에 대해 규정한다.

조 2. 적용대상

본 시행규칙은 다음의 전력 시장 참여 주체에게 적용된다:

1. 유일한 대량 구매자.

2. 발전 기관.

3. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 기관.

4. 송전 기관.

5. 전력량 측정 데이터 관리 기관.

6. 베트남 전기공사 그룹.

조 3. 용어 해석

본 통지에서 사용되는 용어는 다음과 같이 해석된다.

1. 제안서 각 발전기의 전력 판매 제안서로서, 제안자는 해당 제안서를 시스템 및 전력 시장 운영 기관에 제출해야 한다.

2. 강제 제안서 시스템 및 전력 시장 운영 기관이 작성하고 사용하며, 연속 두 주 동안 제한 수위를 초과한 수력 발전소에 대한 다음 날, 시간대의 발전 계획을 세우는 데 사용되는 제안서.

3. 계획 제안서 시스템 및 전력 시장 운영 기관이 수용하여 다음 날, 시간대의 발전 계획을 세우는 데 사용되는 제안서.

4. 기본 제안서 발전 기관으로부터 유효한 제안서를 받지 못한 경우 시스템 및 전력 시장 운영 기관이 사용하여 다음 날, 시간대의 발전 계획을 세우는 데 사용되는 제안서.

5. 결산표 시스템 및 전력 시장 운영 기관이 매 거래일 및 결산 주기에 대해 직접 전력 시장에 참여하는 발전소에 대한 결산을 계산하기 위해 작성하는 표.

6. 전력 시장 개입 시스템 및 전력 시장 운영 기관이 일반적인 운영 모드를 변경하여 이 시행규칙 제61조 제1항에서 정한 상황을 처리하기 위해 취하는 행동.

7. 거래 주기 매 시간의 첫 분부터 시작되는 1시간 간격.

8. 결산 주기 매 달 1일부터 시작되는 1개월 간격의 거래 내역 증빙서류 및 영수증 발행 주기.

9. 공시 용량 발전기의 최대 준비 용량으로, 발전기 제안자 또는 시스템 및 전력 시장 운영 기관과 발전기와의 서비스 보조 계약에 의해 계획된 전력 시장 운영 일정에 따라 공시된다.

10. 지령 용량 시스템 및 전력 시장 운영 기관이 실제적으로 거래 주기 동안 발전기에서 발전시키도록 지령한 용량.

11. 다음 시간 발전 용량 다음 시간대의 발전 계획에 포함될 것으로 예상되는 발전기의 발전 용량.

12. 다음 날 발전 용량 다음 날의 거래 주기 동안 발전 계획에 포함될 것으로 예상되는 발전기의 발전 용량.

13. 추가 발전 용량 지령 용량과 시장 가격 계산을 위한 발전 계획에 포함된 용량 사이의 차이 용량.

14. 결산 용량 시장 전력 가격으로 결산되는 시간별 전력 계획에 포함된 용량.

15. 보조 서비스 주파수 조정, 회전 예비, 빠른 재시작 예비, 안전 제약에 따른 필수 발전, 전압 조정 및 검은색 재시작.

16. 추가 발전 전력량 추가 발전 용량에 따라 발전기에서 발전된 전력량.

17. 제안자 직접 전력 시장에 제안서를 제출하는 주체로서, 발전 기관 또는 직접 등록된 발전소 또는 단계 수력 발전소 그룹을 대표하는 대리인을 포함한다.

18. 유일한 대량 구매자 전력 시장에서 전력을 구매하는 유일한 주체로서, 전력 시장과 구매 계약을 통해 전력을 구매한다.

19. 발전 단체 하나 이상의 발전소를 소유하고 있으며, 이러한 발전소들을 유일한 대량 구매자와 구매 계약을 체결하는 주체.

20.  간접 거래 발전 기관 발전소가 전력 시장에 참여하지만 직접 시장에 제안서를 제출하지 않는 발전 기관.

21. 직접 거래 발전 기관 발전소가 전력 시장에 참여하고 직접 시장에 제안서를 제출하는 발전 기관.

22. 전력량 측정 데이터 관리 기관 전력량 측정 데이터 수집, 처리, 저장 시스템 및 정보 통신 네트워크를 제공, 설치, 운영 관리하는 기관.

23. 전력 송전 단위 전력망 전송 사업을 허가받은 전력 기관으로, 국가 전력망 전송 관리를 담당한다.

24. 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위 전력 생산, 전송, 분배 과정을 지휘하고, 전력 시장 거래를 조정하는 기관.

25. 시장 발전 용량 가격 거래 주기별로 한 단위의 효과적인 전력 용량에 대한 가격으로, 전력 시장에서 발전 기관에게 전력 용량 결산을 계산하기 위해 사용된다.

26. 제안 최저가 발전기의 제안서에서 제안할 수 있는 최저 가격.

27. 시장 전력 가격 거래 주기별로 한 단위의 전력에 대한 가격으로, 전력 시장에서 발전 기관에게 전력 결산을 계산하기 위해 사용된다.

28. 시장 전력 전체 가격 각 거래 주기별로 시장 전력 가격과 시장 전력 용량 가격의 합계.

29. 제안 최고가 발전기의 제안서에서 제안할 수 있는 최고 가격.

30. 시장 전력 최고가 매 년마다 결정되는 시장 전력 가격의 최고 수준.

31. 물 가치 예상 변동 가격 수준은 수력 발전 댐에 축적된 물량을 사용하여 미래에 열 전력 공급원을 대체할 때 발생하는 전력 생산 비용을 단위 전력 당 환산한 값이다.

32.  효율 감소 계수 발전 설비의 효율 감소를 시간 경과에 따라 나타내는 지표이다.

33. 연간 또는 월 평균 부하 계수 연간 또는 월별 총 발전량과 해당 기간 동안 계산된 총 용량 및 시간의 곱 사이의 비율을 말한다.

34. 전력 시장 정보 시스템 전력 시장을 관리하고 정보를 교환하기 위한 장비와 데이터베이스로, 전력 시스템 및 시장 운영자가 관리한다.

35. (이하 "PPA"라고 함)는 베트남 전력그룹과 BOT 기업 사이에 체결된 계약이다. 전력 구매 계약

36. 전력 구매 단일 주체가 발전 회사 또는 해외와 전력 거래를 하는 협약 문서이다. 다른 형태의 전력 구매 계약

37. 제약 조건이 있는 계획화 전력 구매 비용 최소화 방법으로 발전기 동원 순서를 배치하며, 이는 전력 시스템 내의 기술 제약 사항을 고려한다.

38. 제약 조건 없는 계획화 전력 구매 비용 최소화 방법으로 발전기 동원 순서를 배치하며, 이는 전력 시스템 내의 제약 사항을 고려하지 않는다.

39. 용량 일정 전력 시스템 및 시장 운영자가 운영 후 작성하여 각 거래 주기에서 청구될 용량량을 결정하는 일정이다.

40. 다음 시간 동원 일정 전력 시스템 및 시장 운영자가 작성한 다음 거래 주기와 그 뒤의 세 개 연속 거래 주기에서 발전기 동원을 예상한 일정이다.

41. 다음 날 동원 일정 전력 시스템 및 시장 운영자가 작성한 다음 거래 날짜의 모든 거래 주기에서 발전기 동원을 예상한 일정이다.

42. 시장 전력 가격 계산 일정 전력 시스템 및 시장 운영자가 현재 거래 날짜 이후 작성하여 각 거래 주기에서 시장 전력 가격을 결정하는 일정이다.

43. 전력 시장 모델링 시스템 발전기 동원 및 시장 전력 가격 계산을 시뮬레이션하는 소프트웨어 시스템으로, 전력 시스템 및 시장 운영자가 연간, 월간 및 주간 운영 계획을 작성하는 데 사용한다.

44. 수력 가치 계산 모델 수력 발전 및 열 발전을 최적화하여 전력 가격을 계산하는 소프트웨어 시스템으로, 전력 시스템 및 시장 운영자가 연간, 월간 및 주간 운영 계획을 작성하는 데 사용한다.

45. 수위 제한 전력 시스템 및 시장 운영자가 중기 및 단기 전력 시스템 안전 평가 절차에 따라 매월 또는 매주 계산하고 공시하는 수력 발전 댐 상류의 가장 낮은 수위이다.

46. 최적 수위 매월 또는 매주 마지막 시점에서 수력 발전 댐 상류의 수위로서, 전력 생산 목적으로 물 사용 효율성을 최대화하고 요구사항을 충족시키는 수위를 의미한다.

47. 년도 N 현재 전력 시장 운영 연도는 양력 연도를 따르며 계산된다.

48. D일 현재 거래 날짜를 의미한다.

49. 거래 날짜 전력 시장 거래 활동이 발생하는 날짜로, 하루 종일 00시부터 24시까지를 포함한다.

50. BOT 전력 발전소 투자자가 정부 기관과 계약을 맺어 건설, 운영, 이전하는 전력 발전소를 의미한다.

51. 최고 효율 신규 발전소 다음 연도의 평균 발전 비용이 가장 낮고, 공정 가격 프레임워크에 따른 표준 발전소 가격을 기반으로 한 계약 가격을 갖춘 신규 열 전력 발전소를 의미한다. 최고 효율 신규 발전소는 매년 시장 용량 가격 계산을 위해 선택된다.

52. 다목적 전략 수력 발전소 경제-사회, 국방, 안보 측면에서 특별히 중요한 대형 발전소 중 하나로, 총리가 승인하거나 산업통상자원부가 승인한 대형 발전소와 연계 운전하는 발전소를 의미한다.

53. 단계 수력 발전소 그룹 상류 수력 발전소의 저수지에서 흘러나오는 물량이 하류 수력 발전소의 저수지 물량을 대부분 차지하며 두 발전소 사이에는 1주 이상의 큰 저수지가 없는 수력 발전소 집합을 의미한다.

54. 전력 일정 소프트웨어 전력 시스템 운용 및 전력 시장 기관이 사용하여 다음 날과 시간대의 발전기 일정을 작성하기 위한 시스템 소프트웨어를 말한다.

55. 시스템 부하 전체 전력 시스템의 전력 생산량을 발전기 단위 전극 기준으로 환산한 값과 수입 전력 생산량에서 30MW 이하의 총 설비용량을 가진 발전소 중 전력 시장에 참여하지 않는 발전소와 같은 강줄기 상류에 위치한 60MW 이하의 총 설비용량을 가진 수력 발전소의 전력 생산량을 제외한 값을 말한다.

56. 측정 생산량 발전소의 측정 지점에서 측정된 전력 생산량을 말한다.

57. 시간 계약 생산량 전력 구매 계약에 따라 각 거래 주기별로 배분되고 계약 차액 방식으로 결제되는 전력 생산량을 말한다.

58. 연 계약 생산량 전력 구매 계약에 따른 연간 약정 전력 생산량을 말한다.

59. 월 계약 생산량 연 계약 생산량을 월별로 분배받은 전력 생산량을 말한다.

60. 연 계획 생산량 다음 해에 예상되는 발전소의 전력 생산량을 말한다.

61. 월 계획 생산량 다음 해에 예상되는 발전소의 월별 전력 생산량을 말한다.

62. 열 손실률 발전기 또는 발전소가 특정 단위의 전력을 생산하기 위해 소모하는 열 에너지(또는 연료 양)를 말한다.

63. 발전 제약 보상금 발전소가 추가로 생산한 전력량에 대한 보상을 받는 금액을 말한다.

64. 전력 시장 참여자 본 고시 제2조에 따라 전력 시장 거래 활동이나 서비스 제공에 참여하는 기관들을 말한다.

65. 달 M 전력 시장 운영 중인 현재 달을 말하며, 그 달은 양력 달을 기준으로 한다.

66. 공급 부족 모든 발전소의 공개된 총 용량이 한 거래 주기 동안 예측된 시스템 부하보다 적은 상황을 말한다.

67. 비밀 정보 법률에 의해 규정된 비밀 정보와 당사자 간의 비밀 유지 협약에 따라 정해진 다른 정보를 말한다.

68. 시장 정보 전력 시장 활동과 관련된 모든 데이터와 정보를 말한다.

69. 입찰 마감 시각 발전소가 다음 날의 입찰을 변경할 수 없는 시점을 말하며, 전력 시장에서는 이 시각은 D-1일 오후 11시 30분으로 정해져 있다.

70. 발전 순서 입찰 가격 원칙에 따라 시스템 제약을 고려하여 발전 용량 범위를 가격 낮은 순서대로 배열한 결과를 말한다.

71. 과잉 공급 직접 거래 발전소의 최저 가격 범위 내에서 제시된 발전 용량과 간접 거래 발전소의 예상 발전 용량이 예측된 시스템 부하보다 큰 상황을 말한다.

72. 연 계수 계산 시간 총합 N년 동안 이미 상업 운전을 시작한 발전기의 경우 N-1년부터의 총 시간 또는 N년에 상업 운전을 시작한 발전기의 경우 해당 발전기의 상업 운전 시작 시점부터 N년말까지의 총 시간에서 N년에 승인된 계획 수리 시간을 제외한 시간을 말한다.

73. 월 계수 계산 시간 총합 M월 동안 이미 상업 운전을 시작한 발전기의 경우 M-1월부터의 총 시간 또는 M월에 상업 운전을 시작한 발전기의 경우 해당 발전기의 상업 운전 시작 시점부터 M월말까지의 총 시간에서 M월에 승인된 계획 수리 시간을 제외한 시간을 말한다.

74. 느린 출발 발전기 30분 이내에 출발하고 그리드에 연결할 수 없는 발전기를 말한다.

75. 주 T 현재 전력 시장 운영 주를 말한다.

76. 측정 지점 발전소와 독점 구매 기관 사이의 전력 시장 거래를 위한 전력 생산량 확인을 위해 설치된 전력 측정 시스템의 위치를 말한다. 이는 통합문서 제27/2009/TT-BCT 2009년 9월 27일 통상부 장관 고시 "경쟁적 발전시장에서의 전력 측정" 및 발전소와 독점 구매 기관 사이의 전력 구매 계약에 따라 정해진 위치이다.

장 II
전력 시장 참가 신청

조 4. 전력시장 참여 의무

1. 발전용 허가를 받은 발전소로서 발전 용량이 30MW 초과하고 국가 전력망에 연결된 발전소는 제3항에서 규정한 발전소를 제외하고 발전소 상업운전일로부터 30일 이내로 전력시장에 참여할 책임이 있다.

2. 발전 용량이 30MW 이하이고 110kV 이상 전력망에 연결된 발전소는 제3항에서 규정한 발전소를 제외하고 전력시장 참여 여부를 선택할 수 있다. 전력시장에 참여하는 경우 발전소는 다음 사항을 수행해야 한다.

가) 제5항에서 정한 기준에 따라 인프라를 준비한다;

나) 제5조 통지에서 정한 바에 따라 전력시장 참여 신청 서류를 완성하여 제출한다;

다) 본 통지와 관련 법규에 따른 발전소의 시장 참여 요구사항을 준수한다.

3. 전력시장에 참여하지 않는 발전소는 다음과 같다.

가) BOT 발전소;

나) 수력발전소를 제외한 재생에너지 발전소;

다) 천연가스 연료 사용을 최대화하도록 구속된 가스터빈 발전소;

라) 산업단지 내에 위치하고 국가 전력망에 일부 생산량만 판매하는 발전소.

4. N년도의 N-1년 11월 1일 이전에 전력시스템 및 전력시장 운영기관은 제3항에서 정한 직접 거래 발전소, 간접 거래 발전소, 그리고 전력시장에 참여하지 않는 발전소 명단을 전력시장 규제청에 보고하여 해당 연도에 참가하는 전력시장 회원들에게 공표한다.

5. 전력시장에 참여하는 발전소는 전력시장 정보시스템(가격 제안 시스템, 발전기 지시 관리 시스템(DIM), 전력시장 결제 지원 시스템, 전력시장 내부 정보 네트워크 시스템, SCADA/EMS, 전력량 측정 시스템 포함)에 연결하기 위해 상업운전일 전까지 설비 투자 및 설치를 완료하여 전력시스템 및 전력시장의 운전 요구사항을 충족시켜야 한다.

6. 단일 구매자 기관은 발전소 상업운전일을 발전소와 합의한 내용을 발전시스템 및 전력시장 운영기관에 문서로 제공해야 한다.

7. M월에 발전소를 상업운전으로 전환할 계획인 경우 M+1월부터의 운전 계획 및 그 이후 연도 N의 계획을 고려하여 발전소는 M월 20일 이전에 발전시스템 및 전력시장 운영기관에 필요한 정보(기술 사양, 전력 가격 등)를 제공해야 한다.

8. 제1항에서 정한 조건을 충족하였으나 아직 전력시장에 참여하지 않거나 제8조 통지에서 정한 바에 따라 전력시장 참여가 중단된 발전소에 대해서는 다음과 같이 처리한다.

가) 전력시스템 및 전력시장 운영기관은 다음의 경우에만 발전소를 동원할 책임이 있다.

-하류 수위 유지(다수의 저수지 또는 단일 저수지 운영 절차에 따른 하류 수위 유지 또는 관련 기관의 요청에 따른 수력발전소에 대해);

-전력 시스템 안전 보장;

-방수(수력발전소에 대해).

나) 전력시장에 참여하지 않거나 참여가 중단된 기간 동안 발전소에 대한 전력 요금 지급은 단일 구매자와 체결한 전력 구매 계약에 따라 발전소의 운영 상태에 맞게 이루어진다.

조 5. 전력시장 참여 신청 서류

1. 전력상업운영일로부터 20일 이내에 발전사업자는 제4조 제1항 본 통고 규정에 따라 전력시장에 참여해야 하는 발전소에 대한 전력시장 참여 신청 서류를 완성하여 제출할 책임이 있다.

2. 발전사업자는 각각의 발전소에 대해 전력시장 참여 신청 서류 1부를 전력계통운영기관 및 전력시장에 전자통신망을 통해 제출할 책임이 있다.

3. 전력시장 참여 신청 서류는 다음 사항을 포함한다.

가) 전력시장 참여 신청서로서 발전사업자의 이름과 주소, 발전소의 이름, 전력시장에서 가격제안 주체의 이름, 그리고 발전소가 정식으로 전력시장에 참여하는 예정일을 명시한 것

나) 발전 분야에서의 전력사업 허가증 사본

다) 제4조 제5항 본 통고 규정에 따른 시스템 운영 승인 문서

라) 전력매매계약 사본

마) 단계수력발전소 그룹을 대표하는 발전사업자가 있을 경우 단계수력발전소 그룹을 대신하는 가격제안 주체의 합의서 사본

조 6. 전력시장 참여 신청 서류 검토

1. 전력계통운영기관 및 전력시장은 발전소가 전력시장에 참여해야 하는 경우 발전사업자가 제4조 제1항 본 통고 규정에 따라 전력시장 참여 신청 절차를 수행하도록 독려할 책임이 있으며, 발전소의 상업운영 예정일을 확인한 후부터 해당 작업을 시작한다.

2. 전력시장 참여 신청 서류를 접수한 날로부터 5일 이내에 전력계통운영기관 및 전력시장은 신청 서류를 검토하고, 발전소가 제안한 시점 또는 발전소가 제안한 시점보다 늦지만 상업운영일로부터 30일 이내로 발전소가 전력시장에 참여할 적절한 시점을 평가하며, 그 결과를 전력규제위원회에 보고할 책임이 있다.

3. 발전소가 전력시장 참여 조건을 모두 충족하였다면, 전력계통운영기관 및 전력시장은 발전소가 정식으로 전력시장에 참여하는 시점 24시간 전까지 전자통신망을 통해 공지를 할 책임이 있다.

조 7. 전력시장 참여 회원 정보

1. 송전사업자, 유일한 구매사업자, 전력량 측정 데이터 관리 사업자는 전력계통운영기관 및 전력시장에 회원 일반 정보를 등록할 책임이 있다.

2. 전력계통운영기관 및 전력시장은 회원의 등록 정보를 저장하고, 등록 정보의 변경사항을 업데이트할 책임이 있다.

3. 전력시장 참여 회원은 등록 정보의 변경사항을 전력계통운영기관 및 전력시장에 통보할 책임이 있다.

4. 전력계통운영기관 및 전력시장은 회원의 등록 정보와 변경된 등록 정보를 공개할 책임이 있다.

조 8. 발전소의 전력시장 참여 중단

1. 발전소는 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 위반행위를 하는 경우 전력시장 참여가 중단된다:

가) 전력시장 운영 계획 및 시스템 전력 내역 작성에 필요한 정보를 제공하지 않거나 제공한 정보가 정확하지 않은 경우;

나) 분쟁해결기관의 요청에 따라 경쟁발전시장에서 분쟁해결 및 위반행위 처리와 관련된 정보를 제공하지 않거나 제공한 정보가 정확하지 않은 경우;

다) 다른 단위와 직접 또는 간접적으로 협의하여 경쟁발전시장에서 공급할 제안공급량을 제한하거나 통제하여 즉시 전력시장 가격을 상승시키고 전력공급 안정성을 해치는 행위를 하는 경우;

라) 다른 발전사업자와 협의하여 발전설비 운용 일정을 작성하기 위한 제안가격을 제시하는 행위를 하는 경우;

마) 시스템운영 및 전력시장운영기관과 협의하여 발전설비 운용 일정을 작성하기 위한 제안가격을 제시하는 행위를 잘못 규정에 따라 하는 경우.

2. 조 1항의 위반행위를 한 발전소는 이 시행규칙 제114조의 규정에 따라 전력시장 참여가 중단된다.

조 9. 발전소의 전력시장 참여 종료

1. 발전소는 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 경우 전력시장 참여를 종료한다:

가) 발전사업자가 소유하는 발전소의 경우 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 경우 발전사업자의 요청에 따라:

- 발전소가 완전히 운전을 중단한 경우;

- 발전소가 30MW 이상의 설비용량을 유지하거나 복구할 수 있는 능력을 갖추지 못하고 1년 동안 이를 회복하지 못한 경우.

나) 발전소의 발전 영역 전력사업 허가증이 회수되거나 효력이 만료된 경우.

2. 조 1항 가목의 경우, 발전소가 전력시장 참여를 종료하려는 날짜로부터 최소 30일 전까지 발전사업자는 발전소 소유 발전사업자가 시스템운영 및 전력시장운영기관에 전력시장 참여 종료를 통보하는 서면을 제출해야 한다.

3. 발전사업자가 전력시장 참여 종료를 요청하는 서면을 받은 날로부터 10일 이내로 시스템운영 및 전력시장운영기관은 이를 검토하고 결정하며, 전기산업감독국에 보고하여 감독을 받는다.

4. 시스템운영 및 전력시장운영기관은 발전소의 전력시장 참여 종료 사항을 전력시장 웹사이트에 공시하고 관련 문서를 보관해야 한다.

장 III
전력시장 운영 원칙

조 10. 제안가격 제한

1. 전력시장에서 발전설비의 제안가격은 제안가격 바닥가와 제안가격 천정가 사이에서 제한된다.

2. 열발전설비의 제안가격 천정가는 연간 결정되고 월별로 조정되며 다음 요소를 기준으로 계산된다:

가) 발전설비의 열손실률;

나) 발전설비의 시간별 효율성 감소계수;

다) 연료가격;

라) 전력매매계약 변동가격.

3. 열발전설비의 제안가격 바닥가는 1원/kWh이다.

4. 수력발전설비의 제안가격 제한은 이 시행규칙 제41조의 규정에 따른다.

조 11. 물의 가치

1. 물의 가치는 수력발전설비의 전력시장 제안가격 제한을 결정하는데 사용된다.

2. 시스템운영 및 전력시장운영기관은 이 시행규칙 부록 1에 따라 전력시장 운영 일정에 따라 물의 가치를 계산하고 공표해야 한다.

조 12. 전력시장 전체 가격

전력시장 전체 가격은 다음 두 구성 요소의 합으로 계산된다:

1. 전력시장 전기 가격.

2. 전력시장 용량 가격.

조 13. 전력시장 전기 가격

1. 전력시장 전기 가격은 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장이 운용 후 시간에 무제약 일정 작성 방법을 기반으로 계산한다.

2. 전력시장 전기 가격은 전력 시장 최고 가격을 초과하지 않아야 한다.

3. 전력시장 전기 가격은 본 통지서의 조 69 및 조 71 규정에 따라 결정된다.

조 14. 전력시장 용량 가격

1. 각 거래 주기별 전력시장 용량 가격은 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장이 다음 연도 운영 계획 작성 과정에서 계산되며 적용 연도 내에서는 변경되지 않는다.

2. 전력시장 용량 가격은 가장 우수한 신규 발전소가 변동 비용과 고정 비용을 모두 회수할 수 있도록 계산된다.

3. 전력시장 용량 가격은 본 통지서의 조 25 및 조 26 규정에 따라 결정된다.

조 15. 차액 구매 판매 계약

1. 직접 거래 발전 단위와 유일한 구매 중개 단위는 산업부가 제정한 양식에 따라 차액 구매 판매 계약을 체결해야 한다.

2. 연간 계약량은 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장이 연간 계획 생산량과 계약 가격에 따른 지급 생산량 비율을 기준으로 계산하며, 이는 유일한 구매 중개 단위와 함께 다음 연도 운영 계획 작성 과정에서 본 통지서의 조 27 항 2에 따라 수행된다.

3. 월별 계약량은 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장이 다음 연도 운영 계획 작성 과정에서 연간 계약량을 월별로 분배하는 방식으로 결정된다. 이는 본 통지서의 조 28에 따라 이루어진다.

4. 시간별 계약량은 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장이 다음 달 운영 계획 작성 과정에서 월별 계약량을 해당 달의 시간별로 분배하는 방식으로 결정된다. 이는 본 통지서의 조 37에 따라 이루어진다.

5. 전력 규제국은 발전 단위의 연간 계약 가격 지급 생산량 비율을 각 기술 형태에 따라 결정하고 공표하며, 이는 다음과 같은 원칙에 따라 이루어진다:

a) 다음 목표를 조화롭게 보장한다:

- 전력 시장 내 효율적인 경쟁을 장려한다;

- 발전 단위의 매출을 안정화한다;

- 평균 발전 가격을 안정화하고 소매 전력 가격 설정 규정에 부합하도록 한다.

b) 발전소의 전력 생산량 지급 비율은 기술 형태(수력, 화력 등)에 따라 정해지며, 이 비율은 최대 95%를 초과하지 않으며 최소 60% 이상이다.

조 16. 전력 시장 결제 원칙

1. 직접 거래 발전 단위는 전력 시장 가격과 차액 구매 판매 계약 가격에 따라 지급받는다.

2. 시장 가격에 따른 지급액은 직접 거래 발전 단위에만 적용되며 다음 요인을 기반으로 계산된다:

a) 전력 시장 전기 가격;

b) 전력 시장 용량 가격;

c) 전기 생산량과 용량 동원량.

3. 직접 거래 발전 단위에 대한 지급은 본 통지서의 제6장 규정에 따라 이루어진다.

4. 간접 거래 발전 단위와 시장 참여를 하지 않는 단위는 구매 판매 계약 규정에 따라 지급받는다.

장 IV
전력 시장 운영 계획

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차
다음 연도 전력 시장 운영 계획

조 17. 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 저장량 산출;

라) 화력 발전기 제안 가격 한도 산출;

마) 전력 시장 최고 가격 방안 결정;

바) 발전회사의 계약 생산량 및 연간 계약 생산량 분배 계획;

2. 전력 시스템 및 전력 시장 운전 주체는 모델링 시뮬레이션을 사용하여 제1항 각 호에서 정한 내용을 계산해야 하며, 화력 발전기의 입력 데이터는 제3항에서 정한 변동 비용으로 한다. 수리학적 특성과 수력 발전소의 기술적 특성을 고려한다.

3. 화력 발전기의 변동 비용은 다음과 같이 결정된다.

가) 열 효율률 값을 계약 또는 실험 결과로 확인할 수 있는 경우, 발전기의 변동 비용은 다음과 같이 결정된다.

VC_다 = + +

여기서:

: 연료 원가 변동에 따른 변동 요금 조정부분(화력 발전소의 주 연료인 석탄, 가스 등)(원/kWh);

: 부연료 원가 변동에 따른 변동 요금 조정부분(화력 발전소의 부연료인 유류 등)(원/kWh);

: 주 연료와 부연료 이외의 다른 변동 요금 조정부분(화력 발전소의 전력 구매 계약에 따라)(원/kWh).

- 주 연료 원가 변동에 따른 변동 요금 조정부분(원/kWh)은 다음 공식에 따라 결정된다.

 

여기서:

: 전력 구매 계약 또는 실험 결과에 따른 주 연료 평균 열 효율률(전력 구매 계약에 따른 석탄, 가스 등)(kg/kWh 또는 BTU/kWh 또는 kcal/kWh). 이는 국가 기관이 위임하거나 결정한 실험 기관의 결과를 단일 구매자 주체가 통일적으로 측정한 결과이며, 부하 수준별로 2014년 12월 19일 통상산업부 장관이 발령한 제56/2014/TT-BCT 통지에 따른 전력 가격 산정 방법 및 전력 구매 계약 검사 절차에 따른 부하 수준에 따라 계산된다.

석탄 연료를 다양한 출처에서 얻는 발전소의 경우, 기본 열 가치(NT)는 계약된 석탄 공급에 따른 열 가치를 석탄의 무수 전열 가치로 환산하여 석탄의 양과 열 가치를 가중치로 평균하여 계산되며, 석탄 구매 계약에 명시된 값(kcal/kg)으로 결정된다.₀: 주 연료 가격은 운송비를 포함한다.

- 부연료 원가 변동에 따른 변동 요금 조정부분(원/kWh)은 다음 공식에 따라 결정된다.

: 부연료 평균 열 효율률은 제작업체의 기술 사양을 기반으로 양 당 kWh당 kg으로 계약 당사자가 협의한 값이다.

 

여기서:

: 부연료 가격은 운송비와 다른 종류의 비용을 포함하며, 계약에 명시된 값(원/kg)으로 결정된다.

- 화력 발전기의 평균 열 효율률은 단일 구매자 주체가 제공하는 효율 감소 계수에 의해 조정된다. 계약에 명시된 평균 열 효율률이 프로젝트 전체 기간 동안의 평균 열 효율률인 경우에는 효율 감소 계수에 따른 조정이 이루어지지 않는다. 전력 구매 계약에 특정 부하 수준에서의 특성 곡선만 있는 경우, 발전기의 열 효율률은 계약에 명시된 전력 발전량의 평균 연간 발전량에 해당하는 부하 수준에서 결정된다.

발전기의 열 효율률이 실험 결과나 전력 구매 계약에 명시되지 않은 경우, 같은 기술과 용량, 제작업체를 가진 표준 발전소의 열 효율률로 결정된다. 전력 시스템 및 전력 시장 운전 주체는 표준 발전소의 연료 소비량 또는 열 효율률을 계산해야 한다.

- 화력 발전기의 효율 감소 계수는 단일 구매자 주체가 제공하는 전력 구매 계약에 명시된 효율 감소 계수로 결정된다.

전력 구매 계약에 효율 감소 계수가 명시되지 않은 화력 발전소의 경우, 같은 그룹의 표준 발전소의 효율 감소 계수를 전력 시스템 및 전력 시장 운전 주체가 적용한다.

- 발전소의 다른 변동 요금 조정부분(원/kWh)은 전력 구매 계약에 명시된 규정에 따라 결정된다.

나) 실험 결과 또는 전력 구매 계약에 열 효율률이 명시되지 않은 경우, 발전기의 변동 비용은 전력 구매 계약에 명시된 N년도 변동 요금(주 연료 운송비 포함)으로 결정되며, N년도 변동 요금에 영향을 미치는 요소를 반영하도록 계약에서 합의된 방법으로 계약을 갱신한다. 전력 구매 계약을 체결하지 않은 발전소의 경우, N년도 변동 요금은 동일 기술과 용량을 가진 계약 발전소의 변동 요금으로 결정된다.

다) 주 연료, 부연료, 석회석, 주 연료 운송비는 N년도 변동 요금, 변동 비용 계산에 사용되며, 우선 순위는 다음과 같다.

- N년도 연료 가격은 관할 기관이 공표하거나 지시한 가격;

- N년도 연료 구매 계약 가격;

- N년도 계획 작성 시점 직전 가장 최근 달의 전력 요금 청구서에 명시된 연료 가격. 계획 작성 시점에서 가장 최근 달의 전력 요금 청구서에 연료 가격이 명시되지 않은 경우, 계약에 명시된 연료 구매 계약에 따른 청구서를 기반으로 한 평균 연료 가격을 사용할 수 있다.

- 연료 가격은 계획년도 N을 세우는 시점 직전의 가장 최근 달 전기요금 청구서에 따른다. 계획년도 N을 세우는 시점에서 가장 최근 달의 완전한 연료 가격이 포함된 전기요금 청구서가 없는 경우, 연료 구매 판매 계약에 따라 발행된 영수증 기준으로 평균 연료 가격을 사용할 수 있다.

4. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체는 전력그룹 베트남에 제출하여 심사받고 전력 규제청에 제출하여 다음 연도 운영 계획을 승인받아야 하며, 이는 본 통지 부록 1에서 정한 전력 시장 운영 일정에 따라 이루어진다. 제출 문서에는 계산 결과, 입력 데이터 및 계산 설명이 포함되어야 한다.

5. 석탄 가격과 발전용 가스 가격이 다음 연도 운영 계획 승인 시점과 크게 달라질 경우, 전력 규제청은 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체에게 남은 연도 내 월별 운영 계획을 재계산하도록 요구하고 해당 데이터를 업데이트하도록 할 책임이 있으며, 이를 전력그룹 베트남에 제출하여 심사받고 전력 규제청에 제출하여 승인받아야 한다.

조 18. 수력발전소 분류

1. 전력 시장 내 수력발전소는 다음과 같이 구체적으로 분류된다:

가) 다목적 전략 수력발전소;

나) 단계 수력발전소 그룹;

다) 주기 1주 이상 조절 용량 보유 수력발전소 그룹;

라) 주기 2일부터 1주 미만 조절 용량 보유 수력발전소 그룹;

마) 주기 2일 미만 조절 용량 보유 수력발전소 그룹;

나. 1주 이상 조절 용량 보유 수력발전소 그룹에 속하는 발전소가 산업부가 매년 발표하는 연간 전력 공급 계획에서의 생산량이 다년 평균 생산량(GO)의 65% 미만인 경우, 해당 발전소는 본 통지에서 규정한 2일 미만 조절 용량 보유 수력발전소 그룹과 동일하게 시장 참여를 적용받는다.

수리용수를 사용하여 전력을 생산하고 국가 기관의 특별 요구 사항을 충족하는 수력발전소의 경우, 전력 규제청은 산업부에 보고하여 해당 발전소의 연간 시장 참여 방식을 결정하도록 요청해야 한다.

2. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체는 매년 본 조항 1항에 따라 수력발전소 그룹 목록을 업데이트해야 한다.

3. 베트남 전력그룹의 제안을 근거로 전력 규제청은 전략 다목적 수력발전소 목록을 작성하여 관련 권한을 가진 기관에 승인을 받도록 제출해야 한다.

조 19. 연간 운영 계획을 위한 부하 예측

전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체는 전력그룹이 발행한 전력 송전 시스템 규정에서 정한 방법으로 연간 운영 계획을 세우기 위해 부하를 예측해야 한다. 연간 운영 계획을 위한 부하 예측 데이터는 다음과 같다:

1. 전국 시스템 및 북부, 중부, 남부 지역의 연간 총 부하 요구량 및 각 달의 부하 요구량. 각 달의 전국 시스템 최대 및 최소 부하 용량.

2. 북부, 중부, 남부 지역 및 전국 시스템 전력 시스템의 연간 각 달의 대표적인 날짜별 부하 그래프.

3. 북부, 중부, 남부 지역 및 전국 시스템 전력 시스템의 연간 거래 주기별 부하 그래프.

조 20. 연간 운영 계획을 위한 보조 서비스

1. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체는 전력그룹이 발행한 전력 송전 시스템 규정에서 정한 방법으로 다음 연도의 보조 서비스 요구를 결정해야 한다.

2. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단체는 보조 서비스를 제공할 발전소를 선택해야 한다. 선택된 발전소는 보조 서비스를 제공하고 산업부 규정에 따라 지급받는다.

조 21. 기초운전, 보조운전 및 정점운전 설비의 분류

1. 전력 시스템 및 전력시장 운영 주체는 전력설비의 기초운전, 보조운전 및 정점운전 분류를 전력설비 분류 및 최고입찰가 산출 절차에 따라 전력 규제청이 발령한 전력설비 분류 및 최고입찰가 산출 절차 지침에 따라 수행한다.

2. 전력 시스템 및 전력시장 운영 주체는 시장 모형을 사용하여 발전설비의 연평균 부하계수를 결정한다.

3 ||| 연평균 부하계수를 기준으로 모의실험 결과를 바탕으로 발전설비는 다음 세 그룹으로 분류된다:

가) 기초운전 그룹은 연평균 부하계수가 60% 이상인 발전설비를 포함한다.

나) 보조운전 그룹은 연평균 부하계수가 25% 초과하고 60% 미만인 발전설비를 포함한다.

다) 정점운전 그룹은 연평균 부하계수가 25% 이하인 발전설비를 포함한다.

조 22. 열발전 설비의 입찰가 한도 결정

1. 합의 또는 실험 결과를 통해 열손실 비용이 확인되는 경우:

가) 열발전 설비의 최고입찰가는 다음과 같은 공식에 따라 결정된다:

 

여기서:

: 열발전 설비의 최고입찰가 (원/kWh);

K_{직류 전류}: 열발전 설비 분류 결과에 따른 최고입찰가 조정계수. 기초운전 열발전 설비 K_{직류 전류} =  0%; 보조운전 열발전 설비 K_{직류 전류} = 5%; 정점운전 열발전 설비 K_{직류 전류} = 20%;

P_NLC: 주연료의 가격(주연료 운송비 포함)(원/kCal; 원/BTU 또는 원/kg);

P_NLP: 부연료의 가격(원/kCal; 원/BTU 또는 원/kg);

HR_공화국: 주연료의 열손실 비율(운전 평균부하 상태에서)(BTU/kWh; kCal/kWh 또는 kg/kWh);

HR_P: 부연료의 열손실 비율(운전 평균부하 상태에서)(BTU/kWh; kCal/kWh 또는 kg/kWh);

: 주연료와 부연료 외의 변동요소 가격(전기 구매판매 계약에 따른 원/kWh).

나) 해외 석탄을 사용하는 열발전소의 경우, N년도 석탄 가격(석탄 운송비 포함)은 N년도 열발전소의 연료 구매 판매 계약에 따른 석탄 가격이다. 계획 연도에 N년도 석탄 구매 판매 계약이 없는 경우, 석탄 가격은 계획 연도 직전 가장 가까운 달의 전기 요금 청구서에 따른 석탄 가격으로 결정된다. 계획 연도에 N년도 석탄 구매 판매 계약이 없고 가장 가까운 달의 전기 요금 청구서가 아직 완전히 처리되지 않은 경우, 해외 석탄 구매 판매 계약에 따른 항만화물 영수증을 기반으로 한 평균 석탄 가격을 사용할 수 있다.

다) 열발전 설비의 연료 가격 및 열손실 비율은 본 통지 제17조 제3항 제a호에 따른 규정에 따라 결정된다.

라) 주연료 가격은 단일 구매자 주체가 전력 시스템 및 전력시장 운영 주체에게 전력 시장 운영 계획 절차 지침에 따른 시간 프레임 내에서 공급한다.

2. 합의 또는 실험 결과를 통해 열손실 비용이 확인되지 않거나 동일 그룹의 표준 발전소가 존재하지 않는 경우:

가) 열발전 설비의 최고입찰가는 다음과 같은 공식에 따라 결정된다:

 

여기서:

: 열발전 설비의 최고입찰가 (원/kWh);

K_{직류 전류}: 열발전 설비 분류 결과에 따른 최고입찰가 조정계수. 기초운전 열발전 설비 K_{직류 전류} = 2%; 보조운전 열발전 설비 K_{직류 전류} = 5%; 정점운전 열발전 설비 K_{직류 전류} = 20%;

: N년도 전기 구매 판매 계약에 따른 변동요소 가격(주연료 운송비 포함)(원/kWh);

나) 최고입찰가 산출을 위한 변동요소 가격(주연료 운송비 포함)은 단일 구매자 주체가 전력 시스템 및 전력시장 운영 주체에게 제공하는 N년도 예상 변동요소 가격이다.

3. 열발전 설비의 최저입찰가는 본 통지 제10조 제3항에 따른 규정에 따라 적용된다.

4. 전력 시스템 및 전력시장 운영 주체는 전력 시장 운영 계획 절차 지침에 따른 전력 시장 운영 일정에 따라 승인된 열발전 설비의 입찰가 한도를 공표한다.

조 23. 전력시장 최고가 결정

1. 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 전력시장 최고가를 산출하기 위한 방안을 최소 3개 이상 제시할 책임이 있다.

2. 전력시장 최고가는 다음 원칙에 따라 결정된다.

가) 열원 발전기 기저운전 및 직결운전 발전소가 전력시장에서 제시한 변동비용보다 낮아서는 안 된다.

나) 열원 발전기 기저운전 및 직결운전 발전소가 전력시장에서 제시한 최고 최고가의 115%를 초과해서는 안 된다.

조 24. 최적 신규 발전소 선정

1. 신규 발전소로서 최적 발전소는 다음 기준을 충족하는 발전소로 선정된다.

가) 해당 연도의 전년도에 상업운전을 시작하고 설비용량 전체를 발전시키는 경우, 본 조 제3항 규정에 따른 예외 사항을 제외하고,

나) 기저운전 발전소로서, 본 통지 제21조 제3항 기준에 따라 분류된 발전소이며,

다) 석탄화력 또는 복합터빈 발전기술을 사용하며,

라) 1千瓦时的平均全发电成本最低。

2. 단일 구매자 기관은 본 조 제1항 각 목 a 및 c의 기준을 충족하는 발전소 목록을 작성하고, 이러한 발전소들의 전력구매계약 정보를 전력 시스템 및 전력시장 운영기관에게 제공하여 최적 신규 발전소를 결정하도록 한다. 제공되는 정보는 다음과 같다.

가) 해당 연도의 변동가격;

나) 해당 연도의 고정가격으로 전력구매계약에서 합의된 금액(해당 연도의 지급을 위해 적용됨);

다) 계약가격 산정을 위해 합의된 전력량.

3. 본 조 제1항 각 목 a, b 및 c의 기준을 충족하는 발전소가 3개 미만인 경우, 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 전년도에 선택된 신규 발전소 목록을 보완하여 최소 3개 이상의 발전소를 확보하고, 단일 구매자 기관에게 본 조 제2항의 규정에 따라 정보를 업데이트하고 재제공하도록 요구한다. 이를 통해 해당 연도의 최적 신규 발전소를 선택한다.

4. 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 본 조 제1항 각 목 a, b 및 c의 기준을 충족하는 발전소에 대해 1千瓦时的平均全发电成本进行计算，按照以下公式：

 

: 해당 연도의 발전소 1千瓦时的平均全发电成本（元/千瓦时）；

: 전력구매계약에서 합의된 해당 연도의 고정가격(元/千瓦时)；

: 전력구매계약에서 합의된 해당 연度的变动价格（元/千瓦时）；

: 계약가격 산정을 위해 합의된 해당 연도의 전력량(千瓦时)；

: 해당 연도의 모델링 시장 모델을 통해 예측된 발전소의 전력량(千瓦时)。

5. 최적 신규 발전소 목록은 1千瓦时的平均全发电成本 순으로 정렬되며, 해당 연度的最优新发电厂是根据本条第4项计算结果得出的1千瓦时的平均全发电成本最低的发电厂。

조 25. 시장 발전용량 가격 결정 원칙

1. 새로운 최우수 발전소가 전력시장에 참여하여 발전 비용을 충분히 회수할 수 있도록 보장한다.

2. 시장 발전용량 가격은 국가 전력시스템의 예상 부하량에 비례하여 거래 주기별로 결정된다.

조 26. 시장 발전용량 가격 결정 절차

전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 다음 절차에 따라 시장 발전용량 가격을 결정한다.

1. 새로운 최우수 발전소의 연간 부족비용을 결정한다.

a) 새로운 최우수 발전소의 연도 N 시장 수익을 다음 공식으로 예측한다.

 

여기서:

R_TTĐ: 새로운 최우수 발전소의 연도 N 시장 전력가격 예상 수익(원);

i: 연도 N의 거래 주기 i;

I: 연도 N의 거래 주기 총 수;

SMP_이: 연도 N 거래 주기 i의 시장 전력가격 예상치(모델링 시뮬레이션 방법에 따른 무제약 스케줄링 방식)(원/千瓦时);

: 연도 N 거래 주기 i의 새로운 최우수 발전소 예상 발전량(모델링 시뮬레이션 방법에 따른 제약 스케줄링 방식)(千瓦时).

b) 새로운 최우수 발전소의 연간 발전 비용을 다음 공식으로 결정한다.

 

여기서:

TC_BNE: 새로운 최우수 발전소의 연도 N 발전 비용(원);

P_BNE: 새로운 최우수 발전소의 단위 발전 비용(연간 평균 전력 생산 비용)(원/千瓦时);

: 연도 N 거래 주기 i의 새로운 최우수 발전소 예상 발전량(모델링 시뮬레이션 방법에 따른 제약 스케줄링 방식)(千瓦时);

i: 연도 N의 거래 주기 i;

I: 연도 N의 거래 주기 총 수.

c) 새로운 최우수 발전소의 연간 부족비용은 다음 공식으로 결정된다.

 

여기서:

AS: 새로운 최우수 발전소의 연도 N 발전 비용 부족액(원);

TC_BNE: 새로운 최우수 발전소의 연간 발전 비용(원);

: 새로운 최우수 발전소의 연도 N 시장 전력가격 예상 수익(원).

d) 만약 최저 전력시장 가격 상한선 계산에서 연간 부족비용이 음수 값이 되는 경우, 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 이 통지의 조 24항에 따라 최우수 발전소 후보를 재선택하고 다시 계산하거나 전력시장 참여 발전소 목록을 검토하여 합리적인 전력시장 가격 상한선을 결정한다.

2. 월별 부족비용을 결정한다.

새로운 최우수 발전소의 월별 부족비용은 연간 부족비용을 연도 N의 각 달로 분배하여 다음 공식으로 결정한다.

 

여기서:

t: 연도 N의 달 t;

MS: 새로운 최우수 발전소의 달 t 부족비용(원);

AS: 새로운 최우수 발전소의 연도 N 발전 비용 부족액(원);

: 달 t의 최대 부하 용량(MW).

3. 거래 주기별 시장 발전용량 가격을 결정한다.

a) 새로운 최우수 발전소의 연간 평균 가용 용량을 다음 공식으로 결정한다.

 

여기서:

: 새로운 최우수 발전소의 연도 N 평균 가용 용량(kW);

I: 연도 N의 거래 주기 총 수;

i: 새로운 최우수 발전소가 예상되는 활성화 주기;

: 연도 N 거래 주기 i의 새로운 최우수 발전소 예상 활성화 용량(모델링 시뮬레이션 방법에 따른 제약 스케줄링 방식)(kW).

b) 다음 공식에 따라 다음 연도의 각 거래 주기별 시장 발전용량 가격을 결정한다.

 

여기서:

I: 달 t의 거래 주기 총 수;

i: 달 t의 거래 주기 i;

: 거래 주기 i의 시장 발전용량 가격(원/kW);

: 새로운 최우수 발전소의 연도 N 평균 가용 용량(kW);

_­­­: 새로운 최우수 발전소의 달 t 부족비용(원);

c) D_i-^t: 달 t 거래 주기 i의 시스템 부하 예상치(이 통지의 조 19항에 따른 달 t 예상 일일 부하 그래프)(MW).

조 27. 계약 연간 총 생산량 결정

발전소의 계약 연간 총 생산량은 다음 절차에 따라 결정된다.

1. 전력 시스템 연간 운영 계획을 제약 조건이 있는 일정 방법으로 작성한다. 전력 시스템 연간 운영 계획 작성에 사용되는 입력 데이터는 화력 발전소의 가변 비용, 수문학적 특성 및 발전소의 기술 사양이다.

2. 발전소의 계약 연간 계획 생산량은 다음 공식을 통해 계산된다.

  만약   

        만약   

      만약   

여기서:

: 발전소의 계약 연간 N년 생산량(N kWh);

: 발전소의 계약 연간 N년 예상 생산량(운영 계획에서 결정되며 측정 위치로 환산됨)(N kWh);

GO: 발전소의 계약 연간 평균 생산량(계약서에 규정됨)(N kWh);

a, b: 발전소의 연간 생산량 보정 계수(발전 가격 설정 방법에 관한 규정 및 전력 구매 계약 검사 절차와 관련된 규정에 따라 산출됨)(공업부가 제정함).

3. 발전소의 계약 연간 총 생산량은 다음 공식을 통해 계산된다.

 

여기서:

조_c: 발전소의 계약 연간 N년 총 생산량(N kWh);

: 발전소의 계약 연간 N년 계획 생산량(N kWh);

: 발전소의 계약 연간 N년 계약 가격 적용 비율(제15조 제5항 통지에 따른 규정에 따라 결정됨)(%);

조 28. 계약 월간 생산량 결정

열력 발전소와 저장 용량이 있는 수력 발전소의 계약 월간 생산량은 1주일 단위로 전력 시장 연간 운영 계획 작성 과정에서 다음 절차를 통해 결정된다.

1. 제17조 제2항 통지에 따른 시장 모델을 제약 조건이 있는 일정 방법으로 사용하여 발전소의 월별 예상 생산량을 결정한다.

2. 발전소의 계약 월간 생산량은 다음 공식을 통해 계산된다.

 

여기서:

 : 발전소의 계약 월간 t월 생산량(t kWh);

조_c : 발전소의 계약 연간 총 생산량(t kWh);

: 발전소의 계약 월간 t월 예상 생산량(시장 모델을 통해 제약 조건이 있는 일정 방법으로 결정됨)(t kWh).

3. 전력 시장에 참여할 예정인 새로운 발전소가 연간 운영 계획에서 계약 생산량 분배를 충분히 계산할 수 없는 경우, 전력 시스템 및 시장 운영 단위는 해당 발전소가 시장에 참여한 날짜부터 연간 N까지의 월간 계약 생산량을 계산하고, 전력 베트남 그룹에 보고하며, 전력 규제국의 승인을 받도록 한다. 구체적인 계산 방법은 다음과 같다.

 

여기서:

 : 발전소의 계약 월간 t월 생산량(t kWh);

: 발전소의 계약 연간 N년 계약 가격 적용 비율(제15조 제5항 통지에 따른 규정에 따라 결정됨)(%);

: 발전소의 계약 연간 N년 업데이트된 시스템 운영 방식에 따른 월 t와 나머지 연간 N월의 계획 생산량(교역 지점으로 환산됨)(kWh).

조 29. 계약 연간 및 월간 생산량 결정 및 체결 책임

1. 전력 시스템 및 시장 운영 단위는 다음과 같은 책임을 갖는다.

a) 발전소의 계약 연간 및 월간 생산량을 제27조 및 제28조 통지에 따라 계산한다.

b) 매년 11월 15일 이전에 전력 시장 전자 정보 게시판에 계산을 위한 입력 데이터 및 계산 결과를 공개하여 발전소 직접 거래 단위와 단독 구매 단위가 검토할 수 있도록 한다.

2. 단독 구매 단위는 다음과 같은 책임을 갖는다.

a) 전력 시스템 및 시장 운영 단위가 계약 연간 및 월간 생산량을 계산하기 위해 필요한 데이터를 제공한다.

b) 매년 11월 25일 이전에 계산 결과에 대한 오류를 검토하고 전력 시스템 및 시장 운영 단위와 협력하여 처리한다.

c) 계산 결과에 따른 연간 및 월간 계약 생산량에 대해 발전소와 확인 서명한다.

3. 직접 거래를 하는 발전소는 다음과 같은 책임을 갖는다.

a) 전력 시스템 및 시장 운영 단위와 단독 구매 단위가 계약 연간 및 월간 생산량을 계산하기 위해 필요한 데이터를 제공한다.

b) 매년 11월 25일 이전에 계산 결과에 대한 오류를 검토하고 전력 시스템 및 시장 운영 단위와 협력하여 처리한다.

c) 계산 결과에 따른 연간 및 월간 계약 생산량에 대해 단독 구매 단위와 확인 서명한다.

조 30. 예상 연도 발전 평균 가격 결정

1. 전력 시스템 운영 단위 및 전력 시장은 연도 N의 예상 발전 평균 가격과 연도 N-1 대비 예상 발전 평균 가격의 변화 정도를 계산할 책임이 있다.

2. 연간 발전 평균 가격은 다음 공식에 따라 계산된다.

 

여기서:

j: 직접 거래하는 발전소 j

J: 직접 거래하는 발전소들의 총 수

P_PDTB: 연도 N의 전체 시스템 발전 평균 가격(동/kWh)

: 이 조 제4항에서 규정한 연도 N의 전력 시장 전체 평균 가격(동/kWh)

: 연도 N의 전체 시스템 생산 전력량(국가 산업 무역부 승인)(kWh)

: 연도 N의 직접 거래 발전소 생산 전력량(국가 산업 무역부 승인)(kWh)

: 연도 N의 발전소 j의 차액 계약 전력량(kWh)

: 연도 N의 발전소 j의 차액 계약 가격(동/kWh)

: 연도 N의 BOT 발전소 구매 전력 비용 총액(동)

: 연도 N의 전략적 다목적 수력 발전소 구매 전력 비용 총액(동)

공화국_DVPT: 연도 N의 보조 서비스 비용 총액(동)

3. 전력 시스템 운영 단위 및 전력 시장은 발전공사로부터 BOT 발전소, 전략적 다목적 수력 발전소, 보조 서비스 제공 발전소의 비용 정보를 수집하여 이 조 제2항에서 규정한 연간 발전 평균 가격을 계산할 책임이 있다.

4. 전력 시장 전체 평균 가격은 다음 공식에 따라 결정된다.

 

여기서:

i: 연도 N의 거래 주기 i;

I: 연도 N의 총 거래 주기 수

: 연도 N의 전력 시장 전체 평균 가격(동/kWh)

: 모델링 시뮬레이션을 통해 결정된 거래 주기 i의 모든 발전소의 시장 참여 예상 발전량(kWh)

: 무제약 시뮬레이션 모델을 통해 결정된 거래 주기 i의 시장 전력 가격 예상치(동/kWh)

: 거래 주기 i의 시장 용량 가격(동/kW)

조 31. 다음 연도 전력 시장 운영 계획 공표

1. 다음 연도 전력 시장 운영 계획이 이 통지 제17조에 따라 승인된 후, 전력 시스템 운영 단위 및 전력 시장은 전력 시장 웹사이트에 다음 연도 전력 시장 운영 계획의 입력 데이터와 계획 결과를 회원들에게 공표할 책임이 있다.

2. 다음 연도 전력 시장 운영 계획 공표 정보는 다음과 같이 포함된다.

a) 계획 연산 결과, 다음 사항을 포함한다.

- 시장 전력 가격 예상치

- 최선의 신발전소 선택 결과

- 시간별 시장 용량 가격

- 시장 전력 가격 상한

- 화력 발전기 분류

- 연간 계약 전력량 및 각 달에 할당된 발전소의 계약 전력량

b) 계획 연산을 위한 입력 파라미터, 다음 사항을 포함한다.

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

- 수력 발전 댐의 수문 자료를 사용한 전력 시장 모델링 계산

- 신발전소의 운영 시작 일정

- 송전망 기술 파라미터

- 전력 수출입 예상 그래프

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

3. 다음 연도 전력 시장 운영 계획 정보는 해당 정보와 직접 관련된 직접 거래 발전소 소유주에게만 공표된다.

a) 발전소의 시장 시뮬레이션 모델링 거래 주기별 예상 발전량

b) 수력 발전소의 물 가치

c) 화력 발전소 변동 가격 계산 모델링에 사용된 데이터

절 2
다음 달 운영 계획

조 32. 다음 달 운영 계획을 위한 부하 예측

전력 시스템 및 전력 시장 운용 주체는 전력 시스템 전송 규정에 따라 다음 달 운영 계획을 위한 부하 예측을 수행해야 하며, 이에 필요한 부하 예측 데이터는 다음과 같이 구성된다.

1. 한 달 전체와 그 달의 각 주별로 국가 전력 시스템 총 부하 요구량과 북부, 중부, 남부 지역의 부하 요구량.

2. 한 달 동안 각 주별로 북부, 중부, 남부 지역과 국가 전력 시스템 전체의 대표적인 일일 부하 그래프.

조 33. 수치 가치 계산

전력 시스템 및 전력 시장 운용 주체는 다음 달을 위한 주 단위 수치 가치를 계산해야 하며, 이를 다음 달 운영 계획에 사용한다. 계산 결과는 다음과 같이 구성된다.

1. 다목적 전략 수력 발전소의 예상 생산량.

2. 단계 수력 발전소 그룹 내 수력 발전소의 수치 가치.

3. 주 단위로 조절 가능한 저수형 수력 발전소의 수치 가치.

4. 주 단위로 조절 가능한 저수형 수력 발전소의 최적 수치.

조 34. 다음 달 기저, 보조, 피크 발전기 분류

1. 전력 시스템 및 전력 시장 운용 주체는 다음 달 기저, 보조, 피크 발전기를 분류해야 하며, 이는 전력 시장 관리청이 제정한 발전기 분류 절차와 발전소 월별 최고가 제출 가격 계산 방법에 따라 이루어진다. 모델링 시장 결과에서 얻은 월 평균 부하 계수를 기준으로, 발전기는 다음과 같이 세 가지 그룹으로 분류된다:

2. 전력 시스템 및 전력 시장 운용 주체는 다음 달 발전기의 평균 부하 계수를 결정하기 위해 시장 모델을 사용해야 한다.

3. 시장 모델링 결과에서 얻은 월 평균 부하 계수를 기준으로, 발전기는 다음과 같이 세 가지 그룹으로 분류된다:

a) 기저 발전기 그룹은 월 평균 부하 계수가 70% 이상인 발전기들로 구성된다;

b) 보조 발전기 그룹은 월 평균 부하 계수가 25% 초과하고 70% 미만인 발전기들로 구성된다;

c) 피크 발전기 그룹은 월 평균 부하 계수가 25% 이하인 발전기들로 구성된다.

조 35. 열电厂月度报价上限调整

1. 电力系统和电力市场运营主体应根据本通知第二十二条规定的计算方法，调整下月热电厂的最高报价，并考虑影响当月变动价格的因素，依据以下内容：

a) 다음 달의 연료 가격(주연료, 부연료, 석회석, 주연료 운송비 포함)은 다음과 같은 우선 순위로 결정된다:

- 다음 달 적용되는 연료 가격은 관할 기관이 공표하거나 지시하는 가격 또는 방법에 따라 결정된다;

- 다음 달 적용되는 연료 가격은 연료 구매 판매 계약에 명시된 가격;

- 다음 달 적용되는 연료 가격은 계획을 세우는 시점 직전의 가장 최근 달 전기요금 청구서에 따른다. 계획을 세우는 시점에서 가장 최근 달의 완전한 연료 가격이 포함된 전기요금 청구서가 없는 경우, 연료 구매 판매 계약에 따라 발행된 영수증 기준으로 평균 연료 가격을 사용할 수 있다;

- 해외 석탄을 사용하는 화력발전소의 경우, 다음 달의 연료 가격은 계획을 세우는 시점 직전의 가장 최근 달 전기요금 청구서에 따른다. 계획을 세우는 시점에서 가장 최근 달의 완전한 연료 가격이 포함된 전기요금 청구서가 없는 경우, 해외 석탄 구매 판매 계약에 따라 항만에서 발행된 영수증 기준으로 평균 연료 가격을 사용할 수 있다.

b) 다음 달의 변동 가격(주연료 운송비 포함)은 각 화력발전소에 적용된다.

独家批发商负责更新各热电厂的变动价格变化并向电力系统和电力市场运营主体提供；

c)根据本通知第三十四条的规定，下月热电厂机组分类结果。

2. 전력 시스템 및 전력 시장 운용 주체는 본 통지 부록 1에 따른 전력 시장 운행 일정에 따라 다음 달 열电厂月度最高报价。

조 36. 계약 월 생산량 조정

1. 계약 월 생산량은 발전소의 월 보수 및 정비 일정이 연간 운전 계획과 달라진 경우 다음 사유로 조정될 수 있다:

1. 전력 시스템 안전을 보장하기 위한 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장의 요구가 발전소의 원인에 의하지 않은 경우;
2. 정부 기관의 요구가 있으며, 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장이 실제 시스템 운영 상황을 고려하여 동의한 경우.

2. 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장은 제1항에서 규정된 경우에 따라 계약 월 생산량을 조정하며, 다음 원칙에 따라 조정한다: 정비 기간이 변경된 월 간 생산량 Qc를 이동시키되, 연간 총 Qc는 변경되지 않도록 한다. 이는 전력 규제청이 발행한 계약 생산량 조정 절차 지침에 따른다.

연말 월에 발전소의 정비 일정이 변경되는 경우에는 해당 월의 정비 기간에 대한 생산량 Qc를 다음 연도로 이동시키지 않는다.

3. 조절 용 저수지가 1주일 이상 있는 수력 발전소의 계약 월 생산량은 수문 예측과 실제 수문 상황 사이의 큰 차이가 있을 때 조정될 수 있으며, 다음 원칙에 따라 조정한다:

a) 월별 평균 유량, 발전량, 그리고 다음 월의 상류 수위 예상치가 계획 연도의 계산된 계획보다 크게 다를 경우 조정한다;

b) 계획 연도의 월별 계약 생산량 합계가 월별 계획 발전량 합계(교역 지점으로 환산)의 95% 미만인 경우에만 수력 발전소의 계약 월 생산량을 증가시킬 수 있다.

4. 발전 단위와 독점 구매 단위는 제3항에서 규정된 경우에 대해 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장과 협의하고, 전력 규제청에 보고하여 다음 월의 조정을 검토하도록 한다. 이는 전력 규제청이 발행한 계약 생산량 조정 절차 지침에 따른다.

5. 월 M+1의 사용 가능한 생산량이 계약 월 생산량을 충족하지 못하는 경우, 계약 월 생산량은 해당 월의 사용 가능한 생산량으로 조정되며, 조정된 부족 생산량은 연도 N의 연말 월에 계약 월 생산량 비율에 따라 분배되며, 사용 가능한 생산량을 초과하지 않아야 한다.

조 37. 계약 시간 생산량 결정

전력 시스템 운영 단위와 전력 시장은 다음 단계를 거쳐 다음 월의 발전소 계약 시간 생산량을 결정한다:

1. 제17조 제2항에서 규정된 시장 모델을 사용하여 발전소의 월별 예상 시간별 생산량을 계획 방법을 통해 결정한다.

2. 계약 시간 생산량은 다음 공식을 사용하여 결정한다:

 

여기서:

이: 월 내 거래 주기 i;

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

: 발전소의 거래 주기 i 계약 생산량(kWh);

: 시장 모델을 통해 결정된 발전소의 거래 주기 i 예상 발전량(kWh);

: 본 통지 제28조에서 결정된 발전소의 월 계약 생산량(kWh).

3. 거래 주기 i의 발전소 계약 생산량이 발전소의 최대 발전량보다 클 경우, 해당 거래 주기의 계약 생산량은 발전소의 최대 발전량으로 조정된다. 발전소의 최대 발전량은 발전소가 다음 월에 제출한 기본 입찰서에 명시된 공시된 출력을 기준으로 한 시간당 생산량이다. 이는 본 통지 제47조 제3항 a호에 따라 발전 단위가 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장에 제출해야 하는 것이다.

4. 거래 주기 i의 발전소 계약 생산량이 0MW보다 크고 발전소의 최소 안정 출력(Pmin)보다 작은 경우, 해당 거래 주기의 계약 생산량은 발전소의 최소 안정 출력으로 조정된다. 발전소의 최소 안정 출력(Pmin)은 해당 시장 전력 모델에서 계획된 발전소의 하나의 발전기를 기준으로 한다.

소형 수력 발전소의 계약 생산량이 최소 안정 출력보다 작을 경우, 0MW 또는 최소 안정 출력으로 조정될 수 있다.

5. 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장은 제3항과 제4항에서 규정된 시간별 계약 생산량 조정으로 인한 총 생산량 차이를 월 내 다른 시간으로 분배하며, 월 계약 생산량이 변하지 않도록 하고, 전력 규제청이 발행한 연간, 월간, 주간 계획 운전 절차 지침을 준수한다.

6. 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장은 전력 시장 정보 전자 포털을 통해 매월 23일까지 다음 월의 계약 시간 생산량 초안 계산을 위한 입력 데이터와 결과를 독점 구매 단위와 직접 거래 발전 단위에게 공개한다. 독점 구매 단위와 발전 단위는 매월 25일까지 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장과 협력하여 다음 월의 계약 시간 생산량 계산 결과의 오류를 확인한다. 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장은 전력 시장 운전 일정에 따라 본 통지 별지 1에 따른 전력 시장 정보 전자 포털을 통해 매월 정식 계약 시간 생산량 계산 결과를 독점 구매 단위와 직접 거래 발전 단위에게 제공한다.

7. 단일 구매 기관과 직접 거래 발전소는 본 통고 제36조에 따른 월 계약량 조정 및 시스템 운영기관과 전력시장의 계산 결과에 따른 시간별 계약량을 확인 서명해야 합니다.

조 38. 시간별 계약량 조정

1. 시간별 계약량 조정 사유 (Qc 시간):

a) 석탄화력발전기의 연소로 또는 발전소의 장애 발생 시

b) 석탄화력발전기의 연소로 또는 발전소의 수리기간이 승인된 계획보다 길어진 경우

2. 조 1항 a호에서 정한 사유가 충분한 근거로 인정되는 경우, 다음 원칙에 따라 시간별 계약량 조정을 실시합니다:

a) 장애 발생 시간이 72시간(72개의 거래 주기) 이하인 경우: 해당 발전소의 계약량(Qc)은 조정되지 않습니다;

b) 장애 발생 시간이 72시간 초과인 경우:

- 장애 발생 시점부터 72번째 거래 주기까지: 해당 발전소의 계약량(Qc)은 변경되지 않습니다;

- 73번째 거래 주기부터 장애를 복구하고 가용성이 회복될 때까지:

+ 해당 발전소의 인수 지점 실적 발전량(Qmq)이 해당 기간의 계약량(Qc)보다 적은 경우: 해당 발전소의 시간별 계약량을 Qmq로 조정합니다;

+ 해당 발전소의 Qmq가 해당 기간의 계약량(Qc)과 같거나 더 큰 경우: 해당 발전소의 계약량(Qc)은 조정되지 않습니다.

3. 조 1항 b호에서 정한 사유가 충분한 근거로 인정되는 경우, 장기 수리 주기 동안 다음 원칙에 따라 시간별 계약량 조정을 실시합니다: 각 주기에서 발전소의 인수 지점 실적 발전량(Qmq)이 계약량(Qc)보다 적은 경우 해당 주기의 시간별 계약량을 Qmq로 조정합니다.

4. 직접 거래 발전소는 시스템 운영기관과 전력시장과 협력하여 조 1항에서 정한 사건을 확인하고, 전력시장 결제를 위한 사건 확인 절차에 따라 전력시장 규제청이 발행한 절차에 따라 단일 구매 기관과 직접 거래 발전소에게 제공하여 발전소의 시간별 계약량 조정을 위한 근거를 제공해야 합니다. 연소로 장애의 경우:

a) 분산 제어 시스템(DCS) 또는 유사한 제어 시스템에서 해당 사건에 대한 데이터가 있는 경우: 해당 데이터를 근거로 사건을 확인합니다;

b) 분산 제어 시스템(DCS) 또는 유사한 제어 시스템에서 해당 사건에 대한 데이터가 없는 경우: 전력시장 규제청이 발행한 사건 확인 절차에 따라 각각의 특정 상황에 대한 다른 데이터 소스를 사용하여 사건을 확인합니다.

5. 단일 구매 기관과 직접 거래 발전소는 본 조 제1항, 제2항 및 제3항에 따라 조정된 월 계약량과 시간별 계약량을 다시 확인 서명해야 합니다.

목 3
다음 주 운영 계획

조 39. 다음 주의 수치 가치

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

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

가) 다목적 전략 수력 발전소의 시간별 예상 생산량과 수치 가치

나) 단계별 수력 발전소 그룹 및 1주일 이상 조절 가능한 수력 발전소의 수치 가치

다) 2일 이내 조절 가능한 수력 발전소의 시간별 예상 생산량

라) 1주일 이상 조절 가능한 수력 발전소의 주기 한도 수위(전력 시스템 중장기 및 단기 안전 평가 절차에 따라 전력 규제청이 전력망 규정을 시행하기 위한 지침을 제정함)

조 40. 2일에서 1주일까지 조절 가능한 수력 발전소의 계약 생산량 결정

1. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위는 2일에서 1주일까지 조절 가능한 수력 발전소의 주간 계약 생산량을 계산하고 주간 거래 주기를 분배하며 이를 공표할 책임이 있다(전력 규제청이 연간, 월간 및 주간 운영 계획 절차를 제정함).

2. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위는 2일에서 1주일까지 조절 가능한 수력 발전소의 주간 계약 생산량을 독점 구매 단위와 발전 단위에게 전송할 책임이 있다. 독점 구매 단위와 발전 단위는 주간 계약 생산량을 확인하여 전력 요금 지급 근거로 삼아야 한다.

조 41. 수력 발전소의 입찰 가격 한도

1. 1주일 이상 조절 가능한 수력 발전소의 입찰 가격 한도는 해당 발전소의 다음 주 수치 가치(본 통지 제39조 제2항에 따른 공표 기준)에 따라 다음과 같이 결정된다.

가) 최저 입찰 가격은 0원/千瓦时;

나) 최고 입찰 가격은 다음과 같이 결정된다.

- 해당 발전소의 수치 가치;

- 월간 운영 계획에 참여하는 열발전소의 최고 입찰 가격의 평균값;

다) 매월, 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위는 다음 달 열발전소의 최고 입찰 가격의 평균값을 수력 발전소에 공표해야 한다.

2. 2일에서 1주일까지 조절 가능한 수력 발전소의 입찰 가격 한도는 다음과 같이 결정된다.

가) 최저 입찰 가격은 0원/千瓦时;

나) 최고 입찰 가격은 다음과 같이 결정된다.

- 시장에 참여하는 수력 발전소 중 가장 높은 수치 가치;

- 월간 운영 계획에 참여하는 열발전소의 최고 입찰 가격의 평균값;

다) 매주, 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위는 다음 주 시장에 참여하는 수력 발전소 중 가장 높은 수치 가치를 2일에서 1주일까지 조절 가능한 수력 발전소에 공표해야 한다.

3. 수력 발전소의 저수지가 첫 주 한도 수위를 초과한 경우, 해당 수력 발전소의 다음 주 최고 입찰 가격은 시스템 내에서 가장 비싼 경유 연료 사용 열발전소의 변동 가격으로 적용된다. 한도 수위를 준수하면 해당 수력 발전소는 본 조 제1항 또는 제2항의 규정에 따라 매주 화요일부터 다시 최고 입찰 가격을 적용한다. 매월, 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위는 시스템 내에서 가장 비싼 경유 연료 사용 열발전소의 변동 가격을 공표해야 한다.

4. 전력 예비 용량이 5% 미만으로 공표된 지역에 위치한 수력 발전소의 경우, 해당 지역의 수력 발전소의 주간 최고 입찰 가격은 시스템 내에서 가장 비싼 경유 연료 사용 열발전소의 변동 가격으로 결정된다. 전력 예비 용량이 5% 이상인 경우 해당 지역의 수력 발전소는 본 조 제1항 및 제2항의 규정에 따라 최고 입찰 가격을 계속 적용한다.

5. 전력 시장에 참여하는 수력 발전소는 다음 요구 사항을 충족하도록 입찰 가격을 제출할 책임이 있다.

가) 본 조 제1항, 제2항, 제3항 및 제4항의 최고 입찰 가격 및 최저 입찰 가격 규정 준수;

나) 하류 수 사용 제약 조건 및 기타 수문 제약 조건 준수.

장 V
전력 시장 운영

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차
당일 전력 시장 운영

조 42. 다음 날 시장 운영을 위한 정보 제공

D-1일 오전 10시까지 전력 시스템 및 전력 시장 운용 주체는 다음 정보를 확인하고 계산하여 공표해야 한다.

1. 국가 전력 시스템 전체와 북부, 중부, 남부 각 지역의 D일 예상 부하 그래프.

2. 다목적 전략 수력 발전소, BOT 발전소, 직접 전력 시장에 가격 제안하지 않는 발전소의 D일 예상 생산량 각 거래 주기별로.

3. 공동 기체 공급원을 사용하는 가스 발전소의 D일 예상 기체 소비량.

4. D일 각 거래 주기별로 예상 전력 수출 및 수입량.

5. D일 단기 시스템 안전성 평가 결과는 산업통상자원부가 시행령으로 정한 전력 송전 시스템 규정에 따라 공표한다.

6. D일 각 거래 주기별로 저장 용량이 2일 미만인 수력 발전소의 예상 생산량.

조 43. 제안 가격

본 제안 가격은 본 통지 부록 3에 따른 것이며 다음 원칙을 준수해야 한다.

1. D일 각 거래 주기별로 발전기 당 최대 5개의 가격 제안(원/kWh)과 용량(MW)을 제시해야 한다.

2. 제안 가격에서의 용량은 발전기 발전기단의 용량이다.

3. 제안 용량은 이전 제안 용량보다 작아서는 안 되며 최소 제안 단위는 3MW 이상이다.

4. 발전기 기술 사양 정보는 다음과 같이 포함되어야 한다.

가) D일 발전기 용량 공시

나) 발전기 최저 안정 발전 용량

다) 발전기 최대 증감 용량

라) 발전기 동시 운전 시 기술 제약사항

5. 발전기 D일 공시 용량은 전력 시스템 중장기 및 단기 안전성 평가 절차에 따라 D-2일 공시 용량보다 낮아서는 안 된다. 다만, 긴급 보수 또는 기술적 불가항력 사유로 인한 발전기 중단은 제외된다. 발전소는 용량 감소 시 즉시 공시 용량을 업데이트해야 한다.

6. 일반적인 경우 발전기 제안 가격 첫 용량 범위는 발전기 최저 안정 발전 용량과 같아야 하며 마지막 용량 범위는 공시 용량과 같아야 한다. 발전기 시작 및 종료 과정 중에는 최저 안정 발전 용량보다 작은 용량으로 제안 가능하다.

7. 저장 용량이 2일 미만인 수력 발전소는 제안 가격 첫 시간 단위 용량을 0MW로 제안할 수 있다. 저장 용량이 2일 이상인 수력 발전소는 마지막 제안 용량이 공시 용량과 같아야 한다.

8. 제안 가격 단위는 원/kWh이며 소수점은 0.1까지 표시한다.

9. 제안 가격은 발전기의 바닥 가격과 천정 가격 사이에 있어야 하며 제안 용량 증가에 따라 가격이 줄어들어서는 안 된다.

조 44. 제안 가격 수정

1. 제안 가격 수정 가능 사항

제안 가격 수정은 다음 상황에서 적용된다.

가) 열电厂正在运行启动、并网或停机过程中：热电单位可以修改增加或减少容量，并重新提交该热电机组的报价单；

나) 热电厂提前并网：报价单位可以在满足系统和市场运营单位要求的情况下，提高公布的容量并重新提交该热电机组的报价单；

다) 发电机组因故障导致停机或可用容量减少；或者未经系统和市场运营单位批准的计划外维修：报价单位可以降低公布的容量并重新提交该热电机组的报价单；

라) 储水调节期少于两天的水电厂：报价单位可以根据实际运行情况提交修改后的报价单（如果水库水位过高需要泄洪或降至死水位）；

마) 储水调节期超过两天的水电厂：报价单位在以下情况下可以修改报价单：

- 水电厂在D日根据水库运行规程（或联合水库规程）或国家有权机关确定的要求提供下游用水；

- 水电厂水库水位违反水库运行规程规定的水位或达到溢流阈值，因为D日实际流入水库的水量高于预测；

- 水电厂无法满足D日下游用水需求，因为其发电机组在D日发生故障。

2. 修改报价单的原则

가) 对于第1款规定的情况a、b和c：

- 修改后的报价单不得改变与该报价单位当天报价单相比的价格；

- 修改后的报价单不得改变低于或等于公布容量的小时容量，除非违反报价单的技术要求；

- 对于第1款规定的情况a：修改后的热电机组报价单有5个相同的容量区间，等于预计并网或停机过程中的发电量；

- 对于第1款规定的情况b：修改后的报价单应增加早于D日并网的热电机组的容量，除了本款规定的周期，最近一个公布的容量大于0MW的周期是合法的。

나) 对于第1款规定的情况마：

- 发电单位只能更改当天报价单中各报价区间的容量。

- 발전 단위는 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위(전력 시장 정보 시스템을 통해)에 D일의 남은 거래 주기들에 대한 제안 가격 수정 버전을 제출하고, 이를 검토 승인하기 위한 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위가 고려해야 할 이유와 필요한 정보, 데이터를 명시해야 한다.

- 제안 가격 수정 버전은 이 통지의 조 43항에서 정한 규정을 준수해야 한다.

3. 제안 단위는 거래 주기 변경된 날 D의 다음 날 또는 남은 거래 주기에 대해 제안 가격을 수정하여 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위에 제출하려면 최소 45분 전에 제출해야 한다.

4. 제안 가격 수정 버전을 받은 후, 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위는 전력 시스템의 실제 상황을 고려하여 제안 가격 수정 버전의 유효성을 검사하고 확인한다.

a) 제안 가격 수정 버전이 유효하지 않은 경우, 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위는 발전 단위에게 이유를 통보해야 한다.

b) 제안 가격이 유효한 경우

- 제안 가격 수정 버전이 공급 능력을 증가시키는 경우(본 조 제1항 제d호 및 제đ호에서 정한 경우를 제외함): 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위는 당일 또는 다음 시간의 공급 부족 경고가 있는 스케줄 공표 또는 전력 공급 안전을 보장하기 위해 필요한 경우에 제안 가격 수정 버전을 사용해야 한다.

- 그 외의 경우: 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위는 제안 가격 수정 버전을 전력 시장 운영 과정에서 사용해야 한다.

조 45. 단계 수력 발전소 그룹의 제안 가격

1. 단계 수력 발전소 그룹은 그룹 전체에 대한 공동 제안 가격을 제출하고, 본 통지 조 41항에서 정한 제안 가격 한도를 준수해야 한다.

2. 단계 수력 발전소 그룹 내의 발전소들은 대표 제안 단위를 협상하고 합의해야 한다. 단계 수력 발전소 그룹의 대표 제안 단위는 그룹 내 발전소 간의 협정 문서와 함께 등록 문서를 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위에 제출해야 한다.

3. 단계 수력 발전소 그룹의 대표 제안 단위를 등록하지 않은 경우, 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위는 그룹 내 발전소들을 위한 발전 계획 그래프를 계산된 그룹의 물 가치에 따라 공표해야 한다.

4. 대표 제안 단위는 단계 수력 발전소 그룹 내 모든 발전소에 대한 제안 가격 규정을 준수해야 한다.

5. 단계 수력 발전소 그룹 내의 수력 발전소가 자체 제안 가격을 제출하는 경우, 수력 발전소 그룹 내의 수력 발전소의 제안과 그룹 전체의 최적 물 사용 제약 조건을 고려하여 전력 규제청은 해당 수력 발전소의 제안 가격을 검토하고 결정해야 한다.

6. 단계 수력 발전소 그룹의 물 가치는 그 단계 내의 가장 큰 수력 댐의 물 가치이다. 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위는 단계 수력 발전소 그룹의 물 가치 계산을 위한 수력 댐을 결정하고, 본 통지 조 18항에서 정한 규정에 따라 수력 발전소를 분류해야 한다.

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

a) 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위는 각 단계 수력 발전소 그룹 내의 발전소에 대한 다음 주의 시간별 발전량을 본 통지 조 39항 제2호에서 정한 규정에 따라 공표해야 한다.

b) 다목적 수력 발전소 그룹 내의 발전량 공표가 본 통지 조 56항에서 정한 규정에 따라 조정되는 경우, 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위는 그룹 내의 하류 단계 발전소들의 발전량 공표를 적절하게 조정해야 한다.

조 46. 다른 수력발전소의 견적 제출

1. 저장조 운영 기간이 2일 이상인 다른 수력발전소는 시장에 견적을 제출하고 제41조에서 정한 견적 제출 가격 한도를 준수해야 한다.

2. 저장조 운영 기간이 2일 미만인 다른 수력발전소는 발전소의 실질적인 수문 상황에 따라 D일의 견적서를 시스템 운영 단위와 전력시장에 제출해야 한다. 이 발전소의 견적서는 다음과 같이 규정된다:

가) 모든 견적 구간에 대해 견적 가격은 0원/kWh로 설정되어야 한다.

나) 견적 공급량은 거래 주기 동안 예상 발전량과 일치해야 한다.

3. 저장조 운영 기간이 2일 미만인 수력발전소는 실제 수문 상황에 따라 D일의 견적서를 수정하여 제출할 수 있다.

조 47. 견적서 제출

1. D일 전날 오후 11시 30분까지(견적 제출 마감 시간), 견적 제출 단위는 D일의 견적서를 제출해야 한다.

2. 견적 제출 단위는 전력시장 정보 시스템을 통해 견적서를 제출한다. 전력시장 정보 시스템 사용 불가 사유가 발생한 경우, 견적 제출 단위는 시스템 운영 단위와 전력시장과 협의하여 다음 우선 순위의 방법으로 견적서를 제출해야 한다:

가) 시스템 운영 단위와 전력시장이 지정한 이메일 주소로 전자우편을 보내는 것;

나) 시스템 운영 단위와 전력시장이 지정한 팩스 번호로 팩스를 보내는 것;

다) 시스템 운영 단위와 전력시장의 사무실에 직접 제출하는 것.

조 48. 견적서의 적법성 검사

1. D일 전날 오전 11시까지, 시스템 운영 단위와 전력시장은 제43조에서 정한 규정에 따라 받은 견적서의 적법성을 검사해야 한다. 견적 제출 단위가 여러 견적서를 보낸 경우, 마지막으로 받은 견적서만 검토한다.

2. 견적서가 적법하지 않은 경우, 시스템 운영 단위와 전력시장은 해당 견적서를 제출한 단위에게 통보하고, 그 단위에게 견적 제출 마감 시간 이전에 마지막 견적서를 다시 제출하도록 요구한다.

3. 시스템 운영 단위와 전력시장으로부터 견적서가 적법하지 않다는 통지를 받은 견적 제출 단위는 견적서를 수정하고 견적 제출 마감 시간 이전에 다시 제출해야 한다.

조 49. 계획 견적서

1. 견적 제출 마감 시간 이후, 시스템 운영 단위와 전력시장은 제43조에서 정한 규정에 따라 마지막으로 받은 견적서의 적법성을 검사해야 한다. 마지막으로 받은 적법한 견적서는 다음 날의 계획 견적서로 사용된다.

2. 시스템 운영 단위와 전력시장이 견적서를 받지 못하거나 마지막으로 받은 견적서가 적법하지 않은 경우, 해당 발전소의 기본 견적서를 계획 견적서로 사용한다.

3. 발전소의 기본 견적서는 다음과 같이 결정된다:

가) 화력발전소의 경우, 기본 견적서는 가장 최근의 적법한 견적서이다. 가장 최근의 적법한 견적서가 발전기의 실제 운전 상태와 부합하지 않는 경우, 기본 견적서는 해당 발전기의 기본 견적서 집합에서 현재 상태와 연료 사용에 대응하는 견적서이다. 견적 제출 단위는 다음 달의 화력발전기의 기본 견적서 집합을 해당 발전기의 운전 상태와 연료에 맞게 작성하고 매월 28일까지 시스템 운영 단위와 전력시장에 제출해야 한다.

나) 수력발전소 및 단계별 수력발전소군의 기본 견적서는 제41조에서 정한 해당 수력발전소의 최고 견적 가격에 해당하는 견적서이다.

4. 2주 연속으로 제한 수위를 초과한 수력발전소의 필수 견적서는 하류 보호를 위한 최소 요구 물량 보장을 위해 각 견적 구간의 견적 가격이 0원/kWh로 설정되며, 나머지 견적 구간의 가격은 시스템 내에서 가장 비싼 원유화력발전기의 변동 가격과 물량 가격 중 더 높은 가격으로 설정된다.

조 50. 다음 날 발전 일정을 작성하기 위한 데이터

전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체는 다음 각 항목의 데이터를 사용하여 다음 날 발전 일정을 작성할 책임이 있습니다.

1. 국가 전력 시스템 전체 및 북부, 중부, 남부 지역별 당일 부하 그래프

2. 발전소들의 일정 제안 가격 목록

3.  다음 날 거래 주기별로 각 발전소에서 예상 생산량(본 통고 제42조 제2항, 제45조 제7항 및 제46조 제2항 단서 b에 따른 규정에 따라)

4. 수출 및 수입 전력량(본 통고 제64조 및 제65조에 따른 규정에 따라)

5. 보조 서비스를 제공하는 발전소의 발전기 용량

6. 회전 예비 용량 및 주파수 조정 용량 요구사항

7. 전력망 유지보수 일정 및 발전기 일정(전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체가 승인한 것)

8. 발전기 실험 일정

9. 전력 시장 참여 자격이 정지된 발전소의 발전 일정(본 통고 제8조 제3항에 따른 규정에 따라)

10. 당일 D에 대한 단기 시스템 안전성 평가 결과(산업통상자원부가 발행한 전력망 시스템 규정에 따른 규정에 따라)

11. 전력망 및 발전기 준비 상태 정보(스케이더 시스템 또는 전력망 운영 주체와 발전소 주체가 제공한 것)

조 51. 다음 날 발전 일정 작성

전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체는 다음 날 발전 일정을 작성할 책임이 있습니다. 다음 날 발전 일정은 다음과 같이 구성됩니다.

1. 제약 없는 일정으로, 다음 각 호를 포함합니다.

a)다음 날 거래 주기별로 예상되는 전력 가격

b)다음 날 거래 주기별로 발전기 일정 순서

2. 제약 있는 일정으로, 다음 각 호를 포함합니다.

a)다음 날 거래 주기별로 예상되는 각 발전기 일정 그래프 및 각 지역별 거래 주기별 가격 변동 범위

b)다음 날 각 발전기의 정지, 시작 및 네트워크 연결 상태 예상 일정

c)다음 날 거래 주기별로 시스템 운영 방식 및 연결 도면 예상

d)경고 정보(있을 경우)

3. 과잉 용량 시의 일정 작성

전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체는 과잉 용량 시 발전 용량을 점진적으로 최소 안정 발전 용량으로 줄이거나 발전기를 정지하고 다시 시작하는 시간을 변경하는 계산을 수행할 책임이 있으며, 이는 다음 원칙에 따라 이루어집니다.

1. 발전 계약 가격이 높은 순서대로 발전 용량을 줄입니다.
2. 발전 계약 가격이 높은 순서대로 발전기를 정지시킵니다.
3. 시작 비용이 낮은 순서대로 발전기를 정지시킵니다.
4. 발전 계약 가격이 낮은 순서대로 발전기를 다시 시작합니다.

d)시스템 요구 사항을 충족시키기 위해 발전기를 정지시키는 시간을 계산하며, 발전기의 상승 및 하강 운전을 최소화합니다.

조 52. 다음 날 발전 일정 공표

매일 오후 4시까지 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체는 다음 날 발전 일정의 정보를 공표할 책임이 있으며, 구체적으로 다음과 같습니다.

1. 다음 날 거래 주기별로 예상되는 발전 용량(주파수 조정 용량 및 회전 예비 용량 포함) 및 각 지역별 거래 주기별 가격 변동 범위

2. 다음 날 거래 주기별로 예상되는 전력 가격

3. 다음 날 거래 주기별로 발전 용량 증가 또는 감소가 필요한 발전기 목록

4. 다음 날 부족한 발전 용량 경고 정보(있을 경우), 다음 각 호를 포함합니다.

a)예상 부족한 발전 용량 거래 주기

b)부족한 발전 용량 양

c)시스템 안전성 제약 위반

5. 다음 날 과잉 발전 용량 경고 정보(있을 경우), 다음 각 호를 포함합니다.

a)예상 과잉 발전 용량 거래 주기

b)발전을 중단할 예정인 발전기

조 53. 발전기 네트워크 연결

1. 느린 시작 발전기의 경우, 발전 단위는 시스템 전력 및 전력 시장이 공표한 다음 날 발전 일정에 따라 이 발전기를 네트워크에 연결할 준비를 해야 한다. 발전기가 24시간 이상 걸리는 경우, 발전 단위는 시스템 전력 및 전력 시장이 공표한 단기 시스템 안전 평가 결과에 따라 이 발전기를 네트워크에 연결해야 한다.

2. 느린 시작 발전기가 아닌 경우, 발전 단위는 시스템 전력 및 전력 시장이 공표한 다음 시간 발전 일정에 따라 이 발전기를 네트워크에 연결할 준비를 해야 한다.

3. 열력 발전기 네트워크 연결 과정에서, 발전 단위는 거래 주기 60분 전까지 각 시간별 출력을 예상 시간표에 업데이트하여 운영과 계산을 위해 사용해야 한다.

조 54. 부족한 출력 경보 처리

1. 시스템 전력 및 전력 시장은 이 통지 제56조 제2항에 따라 다목적 수력발전소의 공표 출력을 수정할 수 있다.

2. 시스템 전력 및 전력 시장은 출력 증가 예상 시간표를 가격 예상 시간표로 사용하여 다음 시간 발전 일정을 작성하고 전력 시장 가격을 계산해야 한다.

절 2
전력 시장 시간 발전 일정 운용

조 55. 시간 발전 일정 작성 데이터

시스템 전력 및 전력 시장은 다음 시간 발전 일정을 작성하기 위해 다음 데이터를 사용해야 한다.

1. 국가 전체 시스템 전력 및 북부, 중부, 남부 지역의 다음 시간과 그 뒤 3시간의 예측 부하 그래프.

2. 느린 시작 발전기의 다음 시간 발전 일정에 따른 네트워크 연결 계획이 공표된 경우.

3. 느린 시작 발전기 네트워크 연결 과정에서 네트워크 연결 중단 또는 기술적 문제로 인한 출력 감소 시 네트워크 연결 중단 과정에서의 느린 시작 발전기의 시간별 예상 시간표, 출력 부족 시 출력 증가를 공표한 발전기의 시간별 예상 시간표를 포함한 예상 시간표 제공자들의 예상 시간표 업데이트.g시간별 예상 시간표 제공자가 거래 주기 45분 전까지 최소 시간별 예상 시간표를 업데이트할 수 있다.

4. 다목적 수력발전소의 공표 생산량.

5. 주파수 조정용 출력, 회전 예비용 출력, 급속 재시작 예비용 출력, 시스템 안전 제약으로 인해 다음 시간에 발전해야 하는 출력.

6. 전송망 및 발전기의 준비 상태, 시스템 전력 및 전력 시장 또는 전송 단위와 발전 단위가 제공한 SCADA로부터.

7. 시스템 안전에 대한 다른 제약사항.

8. 발전기 실험 일정

9. 직접 전력 시장에 직접 가격 제안을 하지 않는 발전소의 다음 시간 발전 일정에 따른 공표 출력.

10. 수입 전력량.

조 56. 다목적 수력발전소의 공표 생산량 조정

1. 다음 시간 발전 일정을 작성하기 전, 시스템 전력 및 전력 시장은 이 통지 제42조 제2항에 따라 다목적 수력발전소의 시간별 공표 생산량을 다음 사항에서 변경할 수 있다.

a) 수문학적 변동이 있을 때,

b) 다음 시간 발전 일정에 따른 출력 부족 경보가 있을 때,

c) 다목적 수력발전소의 저수지 조절을 목적으로 하는 국가 관리 기관의 결정이 있을 때.

2. 다목적 수력발전소의 시간별 공표 생산량을 제1항 a호와 b호에서 규정한 경우의 조정 범위는 시스템 전력 내 다목적 수력발전소의 총 설비용량에서 주파수 조정용 출력과 회전 예비용 출력을 제외한 부분의 ±5%이다.

조 57. 발전기 동원 일정 작성

1. 전력 시스템 운용 단위와 전력 시장 단위는 제약이 있는 계획 방법과 제약이 없는 계획 방법에 따라 발전기 동원 일정을 작성할 책임이 있다.

2. 전력 부족 상황에서의 발전기 동원 일정 작성

가) 전력 시스템 운용 단위와 전력 시장 단위는 다음 순서로 발전기를 동원 일정에 포함시킨다:

- 계획 입찰 가격 순으로;

- 다목적 전략 수력 발전소는 조정 용량 순으로;

- 급속 재가동 서비스를 제공하는 발전기는 당일 동원 일정 순으로;

- 전력 시스템 안전 제약으로 인해 발전해야 하는 발전기는 우선 순위로;

- 회전 예비 용량;

- 주파수 조정 예비 용량을 최저 수준으로 줄인다.

나) 전력 시스템 운용 단위와 전력 시장 단위는 시스템 안전을 보장하기 위해 예상되는 발전 용량 감축량을 검토하고 확인한다.

3. 전력 과잉 상황에서의 발전기 동원 일정 작성

전력 시스템 운용 단위와 전력 시장 단위는 다음 순서로 발전기 동원 일정을 조정할 책임이 있다:

가) 발전을 자발적으로 중단한 발전기를 중단한다;

나) 느린 재가동 시간을 가진 발전기는 안정적인 최저 발전 용량으로 점진적으로 줄인다;

다) 회전 예비 서비스를 제공하는 발전기는 최소한으로 줄인다;

라) 주파수 조정 서비스를 제공하는 발전기는 최소한으로 줄인다;

마) 느린 재가동 시간을 가진 발전기는 다음 순서로 중단한다:

- 가장 짧은 재가동 시간 순으로;

- 전력 구매 계약 가격 순으로(높은 가격부터 낮은 가격까지);

- 재가동 비용 순으로(낮은 비용부터 높은 비용까지). 재가동 비용은 단일 구매자 단위와 발전 기업 간에 협의되고 전력 시스템 운용 단위와 전력 시장 단위에게 제공된다;

- 과잉 전력을 해결하기에 충분한 최저 발전 용량 순으로.

조 58. 발전기 동원 일정 공표

전력 시스템 운용 단위와 전력 시장 단위는 거래 주기 15분 전에 발전기 동원 일정을 공표하며, 다음 내용을 포함한다:

1. 국가 전체 및 북부, 중부, 남부 지역별 전력 소비 예측 일정;

2. 조 57에 따른 발전기 동원 일정, 북부, 중부, 남부 지역별 일정 내 가격 변동, 그리고 그 다음 3시간 동안의 일정;

3. 전력 부족 또는 과잉 상황에서의 전력 시스템 운용 단위와 전력 시장 단위의 대응 조치;

4. 다목적 전략 수력 발전소의 발전 용량 조정 정보(조 56에 따른 통지);

5. 예상된 부하 감축 일정(있을 경우).

목 3
실시간 운영

조 59. 실시간 전력 시스템 운영

1. 전력 시스템 운용 단위와 전력 시장 단위는 공표된 발전기 동원 일정을 근거로 실시간 전력 시스템을 운영하며, 산업통상자원부가 제정한 전력 송전 시스템 규정에 따른 실시간 운영 지침을 준수한다.

2. 발전 기업은 전력 시스템 운용 단위와 전력 시장 단위의 조정 명령을 준수해야 한다.

3. 수력 발전소를 소유한 발전 기업은 이 통지의 조 39에 따른 주기적 수위 제한 규정을 준수해야 한다.

조 60. 주기 제한 수위를 초과한 수력 발전소 저수지에 대한 처리

1. 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 발전소가 주기 제한 수위를 초과한 경우 경고하고, 발전소는 다음 날부터 제출하는 가격 제안을 통해 주기 제한 수위를 준수하도록 조정할 책임이 있다.

2. 수력 발전소가 연속 두 주 동안 주기 제한 수위를 초과하여 가격 제안을 한 경우, 다음 주 월요일 자정부터 해당 발전소의 제안은 일정 계획에 사용되지 않으며, 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 발전소의 강제 가격 제안을 기반으로 저수지 수위를 주기 제한 수위로 맞추도록 일정 계획을 세울 책임이 있다.

전력 시스템 및 전력시장 운영기관이 시스템 안전을 보장하기 위해 저수지의 연속 두 주 동안 주기 제한 수위를 초과하게 한 경우에는 강제 가격 제안이 적용되지 않는다.

3. 주기 제한 수위를 준수하면, 수력 발전소는 다음 주부터 가격 제안에 다시 참여할 수 있다.

4. 월요일 오전 10시까지, 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 다음 화요일부터 발전소와 단일 구매자에게 일정 계획을 통보해야 하는 경우 아래 사항이 발생할 때:

가) 첫 주에 저수지 수위를 초과한 발전소와 두 번째 연속 주에 저수지 수위를 초과한 발전소;

나) 주기 제한 수위를 초과한 발전소가 제거되고 앞으로의 가격 제안을 수행하는 발전소 목록.

조 61. 전력시장 개입

1. 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 아래 사항이 발생할 때 전력시장에 개입할 수 있다:

가) 전력공업부가 발행한 전력망 시스템 규정에서 정의된 긴급 운전 모드로 시스템이 작동 중인 경우;

나) 다음 시간의 일정 계획을 15분 전에 제출할 수 없는 경우.

2. 전력시장에 개입할 때, 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 아래 우선 순위로 발전기를 일정에 포함하여 목표를 달성할 책임이 있다:

가) 발전량과 부하를 균형 있게 유지;

나) 주파수 예비 용량 요구사항 충족;

다) 회전 예비 용량 요구사항 충족;

라) 전압 품질 요구사항 충족.

3. 전력시장 개입 정보 공개

가) 전력시장에 개입할 때, 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 아래 내용을 공개해야 한다:

- 전력시장 개입의 이유;

- 예상되는 거래 주기.

나) 전력시장 개입이 종료된 후 24시간 이내에, 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 아래 내용을 공개해야 한다:

- 전력시장 개입의 이유;

- 실제 거래 주기;

- 전력 시스템 및 전력시장 운영기관이 전력시장 개입을 위한 조치를 취한 방법.

조 62. 전력시장 중단

1. 아래 사항이 발생할 때 전력시장은 중단된다:

가) 자연재해 또는 국방 보안 상황으로 인한 긴급 상황;

나) 전력 시스템 및 전력시장 운영기관이 아래 사항 중 하나로 전력시장 중단을 요청한 경우:

- 전력공업부가 발행한 전력망 시스템 규정에서 정의된 극히 긴급한 운전 모드로 시스템이 작동 중인 경우;

- 전력시장의 안전하고 지속적인 운영을 보장하지 못하는 경우.

다) 관련 기관의 요청에 따라 다른 경우.

2. 전력시장 규제청은 조 1항 점 a 및 점 b에서 규정된 사항에 따라 전력시장 중단을 검토하고 결정하며, 전력 시스템 및 전력시장 운영기관에 통보한다.

3. 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 전력시장 규제청과 관련 기관의 전력시장 중단 결정을 참가자들에게 통보할 책임이 있다.

4. 전력시장 중단 기간 동안 전력 시스템 운영

가) 전력 시스템 및 전력시장 운영기관은 아래 원칙에 따라 전력 시스템을 조정하고 운영할 책임이 있다:

- 전력 시스템의 안전하고 안정적인 운영을 보장하며, 전체 시스템의 전력 구매 비용을 최소화;

- 수출, 수입 전력 계약, BOT 발전소의 전력 구매 계약, 그리고 다른 발전소의 생산량을 약속한 전력 구매 계약을 준수;

- 수력 발전소에 대한 하류 수 공급 요구사항을 준수;

나) 발전소, 전력 송전 기관 및 관련 기관은 전력 시스템 및 전력시장 운영기관의 조정 명령을 준수할 책임이 있다.

조 63. 전력시장 복구

1. 다음 조건을 충족할 때 전력시장은 재운영될 수 있다.

가) 전력시장 중단의 원인이 해소되었다.

나) 시스템 및 전력시장 운영기관이 전력시장 재운영 가능성을 확인하였다.

2. 전력거래위원회는 전력시장 복구를 검토하고 결정하며, 이를 시스템 및 전력시장 운영기관에 통보한다.

3. 시스템 및 전력시장 운영기관은 전력시장 복구 결정을 시장 참여자들에게 통보해야 한다.

절 4
수출, 수입 전력
전력시장 운영 중

조 64. 수출 전력 처리

1. D일 전날 오전 10시까지, 시스템 및 전력시장 운영기관은 D일 각 거래 주기별 예상 수출 전력량을 공표해야 한다.

2. 수출 전력량은 수출 지점에서 부하로 간주되어, 향후 일간 및 시간별 부하 예측을 위한 계산에 사용된다.

조 65. 수입 전력 처리

1. D일 전날 오전 10시까지, 시스템 및 전력시장 운영기관은 D일 각 거래 주기별 예상 수입 전력량을 공표해야 한다.

2. 수입 전력량은 다음 날에 미리 공표된 발전 그래프에 따라 발전해야 하는 전력으로 계산된다.

조 66. 수출 및 수입 전력량에 대한 결제

수입 전력량은 각 당사자가 체결한 전력 구매 계약에 따라 결제된다.

장 6
전력시장 전력가격 계산 및
전력시장 결제

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차
전력량 측정 데이터

조 67. 측정 데이터 제공

1. D일 다음날 오후 3시까지, 전력량 측정 데이터 관리기관은 각 거래 주기별 D일 전력량 측정 데이터를 시스템 및 전력시장 운영기관과 전력 구매 단일화 기관에게 제공해야 한다.

2. 결제 주기가 종료된 후 8일 이내, 전력량 측정 데이터 관리기관은 시스템 및 전력시장 운영기관에게 결제 주기 동안의 전력량 측정 데이터를 제공해야 한다. 이는 경쟁적 발전시장에서의 전력량 측정 규정에 따른다.

조 68. 측정 데이터 보관

시스템 및 전력시장 운영기관은 최소 5년간 전력량 측정 데이터와 관련 문서를 보관해야 한다.

절 2
전력시장 전력가격 계산
및 용량 결제

조 69. 전력시장 전력가격 결정

1. 거래일 D 다음날부터, 시스템 및 전력시장 운영기관은 다음 순서로 각 거래 주기별 전력시장 전력가격 계산 일정을 작성해야 한다.

가) 각 발전기의 측정 생산량을 정점으로 변환하여 거래 주기별 시스템 부하를 계산한다.

나) 다음 순서로 무제약 계획 방법을 사용하여 전력시장 전력가격 계산 일정을 작성한다.

- 간접 거래 전력시장, 수입 전력, BOT 발전소, 실험 발전기, 국가 전력망에 일부 판매되는 산업 단지 발전소, 전력시장에서 분리된 발전기의 실제 발전량을 시스템 부하 그래프의 바닥 부분에 고정 배치한다.

- 직접 거래 발전기의 계획 제안 용량 범위를 배치한다.

2. 전력시장 전력가격은 계산 일정에서 시스템 부하를 충족시키는 마지막 용량 범위의 제안 가격이다. 만약 마지막 용량 범위의 제안 가격이 전력시장 상한가보다 높다면, 전력시장 전력가격은 상한가로 계산된다.

3. D일 다음날 오전 9시까지, 시스템 및 전력시장 운영기관은 각 거래 주기별 전력시장 전력가격을 공표해야 한다.

조 70. 발전용량 결정

1. 각 거래 주기별 발전용량 결정 원칙:

1. 각 발전설비는 해당 거래 시장에서 계획된 거래 주기에 대한 발전용량 시장 가격을 받으나, 예방적 보류를 위해 중단된 발전설비와 장애로 중단된 발전설비는 제외한다.
2. 서비스 제공이 없는 발전설비에 대해서는 발전설비의 발전용량은 해당 거래 주기 동안 측정 위치에서 생산한 전력량과 같다.

2. D일로부터 2일 후 오전 9시까지, 시스템 운영 및 전력시장 단위는 D일의 거래 주기별 각 발전설비의 발전용량을 공표해야 한다.

조 71. 전력시장 개입 시 전력가격 및 발전용량 결정

1. 시장 개입 시간이 24시간 미만인 경우

a)시스템 운영 및 전력시장 단위는 본 통지의 제69조에 따라 전력시장 가격을 결정하고, 제70조에 따라 발전용량을 결정한다.

b)발전설비가 유효한 제안을 하지 않은 경우, 시스템 운영 및 전력시장 단위는 계약 시간당 생산량에 대해 바닥가격을 적용하고, 계약 외 생산량에 대해 제안 상한가격을 적용하여 해당 거래 주기의 전력시장 가격 및 발전용량 계획을 세운다.

2. 시장 개입 시간이 24시간 이상인 경우, 시스템 운영 및 전력시장 단위는 개입된 시장 시간대에 대한 전력시장 가격 및 발전용량 계산을 수행할 책임이 없다.

목 3
직접 거래 발전소에 대한 지불

조 72. 전력시장 거래를 위한 전력생산량

1. 시스템 운영 및 전력시장 단위는 거래 주기 동안 발전소의 전력생산량을 계산하여 전력시장 거래를 위한 지불을 위해 사용한다. 이는 다음과 같은 구성 요소를 포함한다.

a)시장 전력가격보다 높은 제안 가격을 기준으로 한 발전소의 전력생산량 지불 (Qbp)

b)추가 발전량 (Qcon)

c)지시 발전량과 실제 발전량의 차이 (Qdu)

d)시장 전력가격을 기준으로 한 전력생산량 지불 (Qsmp)

2. 거래 주기 동안 지시 발전량과 실제 발전량의 차이 (Qdu)는 다음과 같이 결정된다.

a)지시 발전량 결정

지시 발전량은 발전소의 출력을 기준으로 시스템 운영 및 전력시장 단위가 발전설비를 지시하는 지시 발전량 명령에 따라 계산된다. 지시 발전량은 다음 공식을 통해 결정된다.

 

여기서:

이: 거래 주기 i;

2.4.3.단기 주파수 안정성: 거래 주기 i 내에서 지시 발전량 명령 변경 횟수;

: 거래 주기 i 내에서 시스템 운영 및 전력시장 단위가 지시 발전량 명령을 변경한 시간점 j (분);

: 지시 발전량 명령 시간점 j에서 발전설비가 지시 발전량 명령에 따른 출력을 달성한 시간점 (분);

: 거래 주기 i에서 지시 발전량을 기준으로 한 발전소의 출력 (MWh);

: 지시 발전량 명령 시간점 j에서 발전설비에 지시된 출력 (MW);

: 지시 발전량 명령 시간점 j에서 발전설비가 달성한 출력 (MW).

지시 발전량 명령 시간점 j에서 지시 발전량 명령 시간점 j 사이의 시간은 다음과 같이 결정된다.

 

여기서:

a: 발전설비가 제안 가격에 등록한 증감 속도 (MW/분).

발전설비가 제안 가격에 등록한 증감 속도는 전력 구매 계약에 공개된 증감 속도와 일치해야 한다. 전력 구매 계약에 증감 속도가 없거나 실제와 다른 경우, 발전소는 실험 결과 또는 발전설비의 실제 운전 데이터를 기반으로 이러한 수치를 결정하고, 전력 구매 단위와 특성 기술에 대한 추가 계약을 체결하여 지급 근거로 삼아야 한다.

b)시스템 운영 및 전력시장 단위는 지시 발전량을 측정 위치로 변환해야 한다.

c)지시 발전량과 실제 발전량의 차이는 다음 공식을 통해 결정된다.

 

여기서:

: 거래 주기 i에서 측정 위치로 변환된 지시 발전량과 실제 발전량의 차이 (MWh);

: 거래 주기 i에서 발전소의 측정 전력량 (kWh);

: 거래 주기 i에서 측정 위치로 변환된 지시 발전량 (MWh).

d)열발전소가 시작 또는 종료 과정(장애가 아닌 경우)에 있는 경우, Qdu는 0이다 (Qdu = 0). 만약 열발전소가 기술적 제한으로 인해 다른 발전설비의 발전량에 영향을 미친다면, 영향을 받은 발전설비도 Qdu를 계산하지 않는다 (Qdu = 0)._이 = 0). 기술적 제약 조건으로 인해 다른 발전단위의 발전 용량에 영향을 미치는 단위는 그 영향을 받는 단위도 Qdu(발전량)를 산출하지 않는다(Qdu_이 = 0);

đ) Qdu 구성 요소의 정확성을 높이기 위해, 발전단위의 측정계 및 단위 자체 사용 측정점에 설치된 측정계(있을 경우)를 우선하여 실제 발전량을 산출하여 시스템 운영 명령 관리(DIM)에 따른 조정 지시 준수 여부를 확인한다;

e)100MW 미만의 발전설비는 5%, 100MW 이상의 발전설비는 3%의 조정 전력량 오차가 허용되며, 어떤 경우에도 최소 1.5MW 이상은 되어야 한다. 만약 전력량이 허용 오차 범위 내에 있다면, 해당 전력량은 0으로 처리된다 ( = 0).

3. 거래 주기 동안 시장 전력가격보다 높은 제안 가격을 기준으로 한 열발전소의 전력생산량 지불은 다음과 같이 결정된다.

a)거래 주기 i에서 시장 전력가격보다 높은 제안 가격을 기준으로 계산된 발전설비와 그 측정 위치를 확인한다.

b) 각 측정 위치에서 제시된 가격에 따른 전력 생산량을 다음 공식에 따라 계산한다:

 if  and ≥ 0

 if  and < 0

if

여기서:

i: 거래 주기 i;

j: 본 조 점 a에서 정의된 발전소 측정 지점 j;

: 거래 주기 i에서 측정 지점 j에서 제시된 가격에 따른 전력 생산량(kWh);

: 거래 주기 i에서 측정 지점 j에서 측정된 전력 생산량(kWh);

: 거래 주기 i에서 시장 전력 가격 상한 이하로 제시된 가격에 따른 전력 생산량(kWh), 해당 전력 생산량은 측정 지점 j에 연결된 발전기에서 측정 지점 j로 환산됨;

: 거래 주기 i에서 시장 전력 가격 상한 초과로 제시된 가격에 따른 전력 생산량(kWh), 해당 전력 생산량은 측정 지점 j에 연결된 발전기에서 측정 지점 j로 환산됨;

: 거래 주기 i에서 발전기 명령 조정에 따른 전력 생산량과 실제 생산량 차이(kWh), 해당 전력 생산량은 측정 지점 j에 연결된 발전기에서 측정 지점 j로 환산됨;

c) 발전소에 대한 제시된 가격에 따른 전력 생산량을 다음 공식에 따라 계산한다:

 

여기서:

j: 본 조 점 a에서 정의된 발전소 측정 지점 j;

J: 발전소 내에서 시장 전력 가격 상한을 초과하여 제시된 가격에 따른 발전기의 측정 지점 수;

: 거래 주기 i에서 발전소에 대한 제시된 가격에 따른 전력 생산량(kWh);

: 거래 주기 i에서 측정 지점 j에서 제시된 가격에 따른 전력 생산량(kWh);

4. 거래 주기 동안 발전소의 추가 전력 생산량은 다음 순서로 결정된다:

a) 발전기의 단극에서 거래 주기 동안 추가 전력 생산량을 다음 공식에 따라 계산한다:

경우 Qdu > 0:

 

         경우 Qdu ≤ 0:

 

         여기서:

         : 거래 주기 i에서 발전기의 단극에서 계산된 추가 전력 생산량(kWh);

          : 거래 주기 i에서 발전기 g의 측정된 전력 생산량(kWh), 발전기 단극으로 환산됨;

이: 거래 주기 i;

2.4.3.단기 주파수 안정성: 거래 주기 i에서 발전기 명령 조정 횟수;

: 거래 주기 i에서 j번째 시간, 전력 시스템 운영 기관과 전력 시장 운영 기관이 발전기의 출력을 조정하기 위해 명령을 내린 시간(분). 만약 이 시점에서 발전기의 출력이  보다 낮다면  는 발전기의 출력이  가 되는 시점을 의미함;

: 거래 주기 i에서  시점에서 전력 시스템 운영 기관과 전력 시장 운영 기관이 명령을 내린 발전기의 출력(분). 만약 이 시점에서 발전기의 출력이  보다 낮다면  는 발전기의 출력이  가 되는 시점을 의미함;

: 거래 주기 i에서 전력 시장 가격 계산에 포함된 발전기의 출력(kW);

: 거래 주기 i에서  시점에서 전력 시스템 운영 기관과 전력 시장 운영 기관이 명령을 내린 발전기의 출력(kW). 만약 이 출력이  보다 낮다면 이 출력은  로 계산됨;

:  시점에서 발전기의 출력;

: 거래 주기 i에서 발전기 명령 조정에 따른 전력 생산량과 실제 생산량 차이(kWh), 발전기 단극으로 환산됨;

지시 발전량 명령 시간점 j에서 지시 발전량 명령 시간점 j 사이의 시간은 다음과 같이 결정된다.

 

여기서:

a: 발전설비가 제안 가격에 등록한 증감 속도 (MW/분).

b) 발전기의 거래 주기 동안 추가 전력 생산량, ,는 발전기 단극에서 측정 지점으로 환산하여 계산한다. 만약 열 또는 정지 과정 중인 열 전력 발전소(고장이 아닌 경우)에서는 0으로 계산된다;

c) 거래 주기 i에서 발전소의 추가 전력 생산량을 다음 공식에 따라 계산한다:

 

여기서:

: 거래 주기 i에서 발전소의 총 추가 전력 생산량(kWh);

g: 거래 주기 i에서 발전소의 추가 발전기;

G: 거래 주기 i에서 발전소의 총 추가 발전기 수;

: 거래 주기 i에서 추가 발전기 g의 추가 전력 생산량(kWh).

5. 거래 주기 i에서 발전소의 시장 전력 가격에 따른 전력 생산량은 다음 공식에 따라 결정된다:

a) 발전기 명령 조정에 따른 전력 생산량과 실제 생산량 차이가 양수(> 0)인 경우:

 

b) 발전기 명령 조정에 따른 전력 생산량과 실제 생산량 차이가 음수(< 0)인 경우:

 

여기서:

: 거래 주기 i에서 발전소의 시장 전력 가격에 따른 전력 생산량(kWh);

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

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

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

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

Điều 73. Điều chỉnh sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường điện

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

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

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

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán điều chỉnh lại các thành phần sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường trong các chu kỳ giao dịch theo quy định tại Khoản 1 Điều 72 Thông tư này căn cứ vào các thành phần sản lượng sau:

a) Sản lượng điện hợp đồng giờ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i ( ) được xác định theo quy định tại Điều 37 Thông tư này;

b) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmp_i) của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại Khoản 5 Điều 72 Thông tư này;

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

3. Nguyên tắc điều chỉnh

a) Trong trường hợp quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này, sản lượng điện năng phát tăng thêm (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 không (Qcon_i = 0; Qbp_i = 0);

b) Trong trường hợp quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này, các sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường điện được điều chỉnh theo nguyên tắc đảm bảo không được làm thay đổi sản lượng điện năng đo đếm trong chu kỳ giao dịch này và theo quy định tại Quy trình lập lịch huy động các tổ máy phát điện, vận hành thời gian thực và tính toán thanh toán trong thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

Điều 74. Thanh toán điện năng thị trường

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

j: Dải chào thứ j trong bản chào giá của các tổ máy thuộc nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường 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 giá của các tổ máy của nhà máy nhiệt điện g trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

5. Trường hợp nhà máy thuỷ điện được huy động do điều kiện ràng buộc phải phát và có giá chào cao hơn giá trần thị trường 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 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.

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

Điều 75. Thanh toán công suất thị trường

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

: Lượng công suất thanh toán của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm (kW).

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

Điều 76. Khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

Điều 77. Thanh toán khi can thiệp vào thị trường điện

1.Trường hợp thời gian can thiệp thị trường nhỏ hơn 24 giờ, Đơn vị phát điện được nhận các khoản thanh toán theo quy định tại Điều 74, Điều 75 và Điều 76 theo giá điện năng thị trường và lượng công suất thanh toán xác định tại Điều 71 Thông tư này.

2.Trường hợp thời gian can thiệp thị trường lớn hơn hoặc bằng 24 giờ, việc thanh toán cho Đơn vị phát điện được thực hiện theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn duy nhất phù hợp với trạng thái vận hành của nhà máy điện.

Điều 78. Thanh toán khi dừng thị trường điện

Trong thời gian dừng thị trường điện, việc thanh toán cho Đơn vị phát điện được thực hiện theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn duy nhất phù hợp với trạng thái vận hành của nhà máy điện.

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

Điều 79. Thanh toán cho dịch vụ dự phòng quay và dịch vụ điều tần

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

Điều 80. Thanh toán cho dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện, dịch vụ điều chỉnh điện áp và khởi động đen

Đơn vị cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện, dịch vụ điều chỉnh điện áp và khởi động đen được thanh toán theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 81. Thanh toán cho các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày

1. Tính toán thanh toán doanh thu từng chu kỳ giao dịch cho các nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày theo công thức sau:

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

Trong đó:

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

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

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

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

- Trường hợp Qdu_i ≤ 0, Qhc_i = Qm_i.

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

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

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

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

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

α: Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng cho các nhà máy thủy điện có hồ điều tiết dưới 02 ngày do Cục Điều tiết điện lực quy định.

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

Điều 82. Thanh toán khác

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

2.Trường hợp sản lượng đo đếm điện năng tháng do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo quy định tại Khoản 2 Điều 67có sai khác so với tổng điện năng đo đếm các ngày trong tháng do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo quy định tại Khoản 1 Điều 67Thông tư này, phần điện năng chênh lệch được thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện đã ký giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.

3.Tổ máy nhiệt điện bị buộc phải ngừng theo quy định tại Điểm đ Khoản 3 Điều 57Thông tư này hoặc phải ngừng 01 lò hơi để giảm công suất theo quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều 57Thông tư này được thanh toán chi phí khởi động theo mức chi phí thỏa thuận giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận các sự kiện này đối với các tổ máy do Đơn vị phát điện công bố để Đơn vị mua buôn duy nhất để làm căn cứ thanh toán chi phí khởi động.

4.Trường hợp nhà máy có tổ máy phát điện thí nghiệm thì tách toàn bộ nhà máy đó ra khỏi thị trường điện trong các chu kỳ chạy thí nghiệm. Toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các chu kỳ có thí nghiệm được thanh toán theo quy định tại hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất tương ứng với cấu hình tổ máy và loại nhiên liệu sử dụng.

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

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

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

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

9.Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện tách khỏi hệ thống điện quốc gia và đấu nối vào lưới điện mua từ nước ngoài 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 Đơn vị mua buôn duy nhất. Các nhà máy điện khác loại hình 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 tiếp tục tham gia trực tiếp thị trường điện.

b) Các nhà máy điện không có kế hoạch đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài có trách nhiệm tham gia trực tiếp thị trường điện trong năm tới (là đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch). Trường hợp trong năm vận hành nhà máy điện này 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 Đơn vị mua buôn duy nhất.

10.Trường hợp tổ máy thủy điện phải phát công suất lớn hơn công suất công bố trong bản chào giá lập lịch theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện vì lý do an ninh hệ thống, toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong khoảng thời gian này được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất.

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

12.Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện tham gia thử nghiệm hệ thống tự động điều chỉnh công suất (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 giá hợp đồng mua bán điện (giá Pc toàn phần) đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất. 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 tự động điều chỉnh công suất (AGC) trong năm N cho các thành viên tham gia thị trường điện.

Mục 5

TRÌNH TỰ, THỦ TỤC THANH TOÁN

Điều 83. Số liệu phục vụ tính toán thanh toán thị trường điện

Trước 9h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổng hợp và cung cấp cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện số liệu phục vụ việc tính toán thanh toán cho từng nhà máy điện theo quy định tại Phụ lục 6 Thông tư này.

Điều 84. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho ngày giao dịch

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

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

3. Ngày D+6, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện hoàn chỉnh cho ngày D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo biểu mẫu tại Phụ lục 4 Thông tư này. Đơn vị phát điện có trách nhiệm phát hành bảng kê thanh toán ngày và đưa vào hồ sơ phục vụ công tác thanh toán cho chu kỳ thanh toán.

Điều 85. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán

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

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

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và phát hành bảng kê thanh toán thị trường điện của chu kỳ thanh toán cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.

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

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 buôn duy nhất 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 buôn duy nhất 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 86. Hồ sơ thanh toán điện năng

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

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

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

Điều 87. Hồ sơ thanh toán cho hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ

Đơn vị phát điện có trách nhiệm lập hồ sơ thanh toán dịch vụ phụ trợ theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ.

Điều 88. Hiệu chỉnh hóa đơn

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

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

Điều 89. Thanh toán

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

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

3. Trường hợp đến ngày 20 hàng tháng, nếu Đơn vị phát điện chưa nhận được Bảng kê thanh toán thị trường điện mà nguyên nhân không phải từ Đơn vị phát điện, Đơn vị phát điện có quyền lập, gửi hồ sơ tạm và hóa đơn thanh toán căn cứ theo sản lượng điện phát và giá hợp đồng mua bán điện. Sau khi bảng kê thanh toán thị trường điện được phát hành, phần chênh lệch giữa giá trị tạm thanh toán và giá trị quyết toán sẽ được bù trừ vào tháng kế tiếp.

Điều 90. Xử lý các sai sót trong thanh toán

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

Chương VII
PHẦN MỀM CHO HOẠT ĐỘNG CỦA THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 91. Phần mềm cho hoạt động của thị trường điện

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

a)Mô hình mô phỏng thị trường;

b)Mô hình tính toán giá trị nước;

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

d)Phần mềm phục vụ tính toán thanh toán;

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

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

Điều 92. 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 93. 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 theo 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 theo 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 94. Kiểm toán phần mềm

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

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

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

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

d)Kiểm toán định kỳ.

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

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

 

 

 

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

Mục 1
HỆ THỐNG THÔNG TIN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 95. Cấu trúc hệ thống thông tin thị trường điện

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

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

2. Hệ thống cơ sở dữ liệu và lưu trữ.

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

Điều 96. Quản lý và vận hành hệ thống thông tin thị trường điện

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

2. Thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm đầu tư 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.

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

Điều 97. Cung cấp và công bố thông tin thị trường điện

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

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

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

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

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

b)Dữ liệu về phụ tải hệ thống;

c)Số liệu thống kê về giá thị trường;

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

Điều 98. 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 99. 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 100. 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 theo quy định tại Điều 99Thông tư này.

Điều 101. Lưu trữ thông tin thị trường điện

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

Mục 3
BÁO CÁO VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 102. Công bố thông tin vận hành thị trường điện

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm định kỳ lập và công bố thông tin vận hành thị trường điện theo quy định tại Quy trình vận hành Hệ thống thông tin thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành, cụ thể như sau:

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

2. Trước 16h00 thứ Ba hàng tuần, lập và công bố báo cáo vận hành thị trường điện tuần trước.

3. Trước ngày 20 hàng tháng, lập và công bố báo cáo vận hành thị trường điện tháng trước.

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

Điều 103. Chế độ báo cáo vận hành thị trường điện

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

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

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

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

Điều 104. Kiểm toán số liệu và tuân thủ trong thị trường điện

1. Kiểm toán định kỳ

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

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

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

- Các bước thực hiện tính toán;

- Kết quả tính toán.

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

2. Kiểm toán đột xuất

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

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

b)Theo đề nghị bằng văn bản của thành viên tham gia thị trường điện trong đó nêu rõ nội dung và lý do hợp lý để yêu cầu kiểm toán đột xuất.

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

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

5. Chi phí kiểm toán

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

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

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

Chương IX
GIẢI QUYẾT TRANH CHẤP VÀ XỬ LÝ VI PHẠM

Mục 1
GIẢI QUYẾT TRANH CHẤP

Điều 105. Trình tự giải quyết tranh chấp trong thị trường điện

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

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

a)Thương lượng;

b)Hoà giải.

Điều 106. Trách nhiệm của các bên trong quá trình tự giải quyết tranh chấp

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

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

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

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

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

Điều 107. Thông báo tranh chấp và chuẩn bị đàm phán

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

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

Điều 108. Tổ chức tự giải quyết tranh chấp

1. Thương lượng

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

2. Hoà giải

a)Các bên có thể mời chuyên gia có chuyên môn hoặc đề nghị Cục Điều tiết điện lực cử cán bộ làm trung gian hoà giải và thống nhất về trách nhiệm của người trung gian hoà giải;

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

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

Điều 109. Biên bản tự giải quyết tranh chấp

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

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

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

c)Tóm tắt nội dung tranh chấp;

d)Nội dung yêu cầu của các bên;

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

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

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

Điều 110. Giải quyết tranh chấp tại Cục Điều tiết điện lực

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

a)Hết thời hạn tự giải quyết tranh chấp theo quy định tại Khoản 2 Điều 105Thông tư này mà vụ việc tranh chấp hoà giải không thành hoặc không thể tổ chức tự giải quyết tranh chấp được do một bên không tham gia tự giải quyết tranh chấp;

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

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

Mục 2
XỬ LÝ VI PHẠM

Điều 111. Phát hiện và trình báo vi phạm

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

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

a) Ngày, tháng, năm trình báo;

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

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

d) Mô tả hành vi có dấu hiệu vi phạm;

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

e) Lý do phát hiện hành vi có dấu hiệu vi phạm (nếu có).

Điều 112. Xác minh hành vi vi phạm

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

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

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

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

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

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

3. Trong quá trình xác minh, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm giữ bí mật các thông tin, tài liệu được cung cấp theo quy định về bảo mật thông tin theo quy định tại Thông tư này và các quy định khác liên quan đến bảo mật thông tin.

Điều 113.  Lập Biên bản vi phạm hành chính

1. Trong thời hạn 60 ngày làm việc kể từ ngày tiến hành xác minh, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm kết thúc xác minh và lập Biên bản vi phạm hành chính đối với hành vi vi phạm quy định vận hành thị trường điện. Trường hợp vụ việc có nhiều tình tiết phức tạp, thời hạn xác minh có thể kéo dài nhưng không quá 30 ngày làm việc kể từ ngày hết hạn xác minh.

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

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

Điều 114. Xử lý vi phạm

Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện có hành vi vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực ngoài việc bị xử phạt vi phạm hành chính theo quy định tại Nghị định của Chính phủ quy định về xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực, an toàn đập thủy điện, sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả còn bị đình chỉ tham gia thị trường điện, cụ thể như sau:

1. Căn cứ vào mức độ nghiêm trọng của hành vi vi phạm ảnh hưởng đến việc vận hành thị trường điện, Cục Điều tiết điện lực ra quyết định đình chỉ tham gia thị trường điện đối với nhà máy điện. Thời hạn đình chỉ tham gia thị trường điện là từ 06 tháng đến 01 năm tính từ ngày hiệu lực của quyết định xử phạt vi phạm hành chính. 

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

3. Hết thời hạn quy định tại Khoản 1 Điều này, nhà máy điện vẫn chưa khắc phục vi phạm, Cục Điều tiết điện lực có quyền ra quyết định gia hạn đình chỉ quyền tham gia thị trường điện.

4. Khi hoàn thành việc khắc phục hành vi vi phạm và các nghĩa vụ quy định trong quyết định đình chỉ tham gia thị trường điện, nhà máy điện có trách nhiệm gửi tài liệu chứng minh tới Cục Điều tiết điện lực và tham gia thị trường điện sau khi hết thời hạn bị đình chỉ.

Chương X
TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 115. Trách nhiệm của Cục Điều tiết điện lực

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

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

Điều 116. Trách nhiệm của Tập đoàn Điện lực Việt nam

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

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

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

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

c) Quy trình mô phỏng thị trường điện;

d) Quy trình tính toán giá trị nước;

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

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

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

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

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

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

l) Quy trình đào tạo, kiểm tra và công nhận chức danh kỹ sư điều hành giao dịch thị trường điện;

m) Quy trình điều chỉnh sản lượng hợp đồng.

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

Điều 117. Trách nhiệm của các đơn vị liên quan

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

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

3.Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm 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 thông quan Trang thông tin điện tử này. 

Điều 118. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 15 tháng 11 năm 2018.

2. Bãi bỏ Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh; Điều 1 Thông tư số 51/2015/TT-BCT ngày 29 tháng 12 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xây dựng giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện; Điều 3 Thông tư số 13/2017/TT-BCT ngày 03 tháng 8 năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện, Thông tư số 30/2014/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư số 57/2014/TT-BCT quy định phương pháp, trình tự xây dựng và ban hành khung giá phát điện; Điều 13 Thông tư số 21/2015/TT-BCT ngày 23 tháng 6 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, trình tự kiểm tra hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, tính từ ngày Thông tư này có hiệu lực thi hành.

3. Trong quá trình thực hiện, nếu phát sinh vướng mắc, tổ chức cá nhân trách nhiệm phản ánh về Bộ Công Thương để bổ sung, sửa đổi cho phù hợp./.

 

 

Phụ lục 1

                                                          LỊCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

(Ban hành kèm theo Thông tư số   28  /2018/TT-BCT ngày  27    tháng  9  năm 2018

của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh)

Chú thích:

NMĐ: Nhà máy điện;

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

SB: Đơn vị mua buôn duy nhất;

TNO: Đơn vị truyền tải điện;

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

 

Phụ lục 2
MẪU BẢNG GIÁ TRẦN BẢN CHÀO CỦA NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN

(Ban hành kèm theo Thông tư số   28  /2018/TT-BCT ngày  27   tháng  9  năm 2018

của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh)

 

1. Tên nhà máy điện:…………………………..

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

Phụ lục 3
MẪU BẢN CHÀO GIÁ

(Ban hành kèm theo Thông tư số   28  /2018/TT-BCT ngày  27   tháng  9  năm 2018

của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh)

 

 

Phụ lục 4
MẪU BẢNG KÊ THANH TOÁN NGÀY

(Ban hành kèm theo Thông tư số   28  /2018/TT-BCT ngày  27   tháng  9  năm 2018

của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh)

1. Tên Công ty phát điện: ___________

2. Tên nhà máy điện:_______________

3. Ngày giao dịch _________________

Bảng 1

BẢNG TỔNG HỢP CÁC KHOẢN THANH TOÁN HÀNG NGÀY

Bảng 2

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

Bảng 3

BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN TÍNH THEO GIÁ CHÀO

Bảng 4

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

Bảng 5

 BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN CÔNG SUẤT THỊ TRƯỜNG

 

Phụ lục 5
MẪU BẢNG KÊ THANH TOÁN THÁNG

(Ban hành kèm theo Thông tư số    28  /2018/TT-BCT ngày   27  tháng  9  năm 2018

của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh)

1. Tên Công ty phát điện:

2. Tên nhà máy điện:

3. Chu kỳ thanh toán:

Bảng 1

BẢNG TỔNG HỢP CÁC KHOẢN THANH TOÁN THÁNG___

Bảng 2

 BẢNG KÊ THANH TOÁN ĐIỆN NĂNG
THỊ TRƯỜNG TRONG THÁNG __

 

Bảng 3

 BẢNG KÊ THANH TOÁN CÔNG SUẤT
THỊ TRƯỜNG TRONG THÁNG

 

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

(Ký tên và đóng dấu)

 

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