PART I
GENERAL PROVISIONS

Article 1. Scope of Regulation

This Circular stipulates the operation of the competitive wholesale electricity market (hereinafter referred to as the electricity market), including the following main provisions: registration to participate in the electricity market; planning for the operation of the electricity market; bidding mechanism; scheduling mechanism; metering of electricity in the electricity market; determination of market price and calculation of settlement; information disclosure; supervision of the operation of the electricity market; and responsibilities of entities participating in the electricity market.

Article 2. Applicability

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

1. Wholesale electricity purchasing entities.

2. Electricity generation entities.

3. System Operation Company and Electricity Market National Corporation (NSMO) responsible for operating the electricity system and market.

4. Transmission entities.

5. Vietnam Electricity Group.

Article 3. Explanation of Terms

Strategic multi-purpose hydropower plant

1. AGC (English abbreviation: Automatic Generation Control) is a set of automatic equipment that adjusts the active power output of generating units to maintain the frequency of the electricity system within the allowable range according to the economic operation principle of generating units.

2. Obligation Purchase is the obligation of the electricity purchasing entity towards the electricity generation entity regarding the commitment to purchase a minimum amount of electricity under electricity purchase and sale contracts or additional agreements between the purchasing entity and the BOT generation entity, or the volume of fuel under fuel purchase and sale contracts for electricity generation approved by competent state authorities to be converted into electricity purchase and sale contracts.

3. Bid Form is the bid form submitted by the bidding entity to the System Operation Company and Electricity Market National Corporation for each generating unit to sell electricity onto the electricity market, in accordance with the bid form template prescribed in this Circular.

4. Accepted Bid Form is the bid form accepted by the System Operation Company and Electricity Market National Corporation to schedule the next day's dispatch and the next trading cycle.

5. Default Bid Form is the bid form used by the System Operation Company and Electricity Market National Corporation to schedule the next day's dispatch and the next trading cycle when no valid bid forms from the generation entities are received.

6. Settlement Statement is the statement calculating payments to direct trading generation entities and purchasing entities prepared by the System Operation Company and Electricity Market National Corporation for each trading day and each settlement period.

7. Electricity Market Intervention is the action to change the normal operation mode of the electricity market that the System Operation Company and Electricity Market National Corporation must apply to handle situations prescribed in Clause 1, Article 63 of this Circular.

8. Short-term Hydro-Thermal Power Optimization Program is the short-term hydro-thermal power optimization software used to calculate the on/off schedule and dispatch curve of generating units by the System Operation Company and Electricity Market National Corporation in planning the operation of the electricity market for the upcoming week and calculating the dispatch curve for the next day for indirect participating power plants in the electricity market.

9. Settlement Period is the cycle for issuing invoices for transactions on the electricity market within a one-month period, starting from the first day of each month.

10. Published Capacity is the highest available capacity of a generating unit declared by the bidding entity, indirect participating power plant, or the System Operation Company and Electricity Market National Corporation and the generation entity in the service agreement for ancillary services according to the market operation schedule.

11. Dispatched Capacity is the actual dispatched capacity of a generating unit during the trading cycle by the System Operation Company and Electricity Market National Corporation.

12. Next Trading Cycle Dispatched Capacity is the expected dispatched capacity of a generating unit for the first trading cycle in the next dispatch schedule.

13. Next Day Dispatched Capacity is the expected dispatched capacity of a generating unit for the trading cycles in the next day's dispatch schedule based on the constrained dispatch result.

14. Minimum Stable Generating Capacity is the minimum generating capacity (Pmin) of a generating unit agreed upon and specified in the electricity purchase and sale contract by the seller and buyer.

15. Additional Generating Capacity is the difference in capacity between the dispatched capacity and the capacity scheduled in the market pricing dispatch schedule of a generating unit.

16. Electricity Market Information Portal is the electronic portal for announcing information on the operation of the electricity system and market.

17. Ancillary Services include secondary frequency control, rapid start-up, operational reserve, voltage regulation, and black start services necessary to ensure the security of the electricity system.

18. Additional Generated Electricity is the amount of electricity generated by a generating unit corresponding to the additional generating capacity.

19. Bidding Entity is the entity directly submitting bid forms in the electricity market, including generation entities or power plants registered for direct bidding, and representatives bidding for cascaded hydropower plants.

20. Wholesale Electricity Purchasing Entity is the electricity entity responsible for purchasing electricity on the spot electricity market (at the points of interconnection between the transmission grid and distribution grid and at the points of interconnection with power plants on the distribution grid). In the initial phase of the electricity market operation, the wholesale electricity purchasing entities include five subsidiaries of Vietnam Electricity Group (Northern, Central, Southern, Hanoi, and Ho Chi Minh City).

21. Electricity Purchasing Entity is an entity participating in the wholesale electricity market as a buyer, including wholesale electricity purchasing entities and Vietnam Electricity Group.

22. Power Generation Unit is an entity owning one or more power plants participating in the electricity market and signing electricity purchase and sale contracts for these power plants with the electricity purchasing entity.

23. Indirect Trading Generation Entity is a generation entity whose power plants do not bid directly on the electricity market and do not apply the settlement mechanism prescribed in Chapter VIII of this Circular.

24. Direct Contract Generation Entity is an entity owning one or more power plants participating in the electricity market and signing electricity purchase and sale contracts between these power plants and the wholesale electricity purchasing entity.

25. Direct Trading Generation Entity is the power generation unit with the power plant that is quoted, scheduled for mobilization according to the bid, and calculated for payment as prescribed in Chapter VIII of this Circular.

26. Data Measurement Unit is the unit managing the operation of the system for collecting, processing, and storing data measurement serving the electricity market, including the System Operator, power generation units, transmission units, bulk purchase units within the scope of data measurement management of the unit.

27. Transmission electricity unit is the power unit licensed to operate in the transmission sector, responsible for managing and operating the national transmission grid.

28. System Operator and Market Operator is the unit performing the function of dispatching the national power system and managing electricity market transactions.

29. Electricity Exporting Unit is the power unit with the function of signing and managing export electricity contracts with export delivery points on the national transmission grid according to regulations.

30. FTP (File Transfer Protocol) is the protocol and tool for transferring files used in transmitting and receiving information and files between participating units in the market.

31. Market-based capacity price is the calculated price for each trading cycle and applied to calculate the capacity payment for power generation units in the electricity market.

32. Floor Bid Price is the lowest price allowed for a power generation unit to quote in the next day's bid.

33. Market Electricity Price is the price for a unit of electricity determined for each trading cycle, applied to calculate the electricity payment in the electricity market.

34. Full Market Electricity Price is the total market electricity price and market capacity price for each trading cycle.

35. Ceiling Bid Price is the highest price allowed for a power generation unit to quote in the next day's bid.

36. Ceiling Market Electricity Price is the highest market electricity price, determined annually.

37. Load Reduction Value is the parameter used in the calculation model, characteristic of the penalty value when the calculation model produces results with load reduction due to lack of sources.

38. Water Value is the marginal expected price calculated for the amount of water stored in hydropower reservoirs when used to generate electricity instead of thermal power in the future, converted for a unit of electricity.

39. Efficiency Degradation Factor is the index of efficiency degradation of the power generation unit over time of operation.

40. Annual Average Load Factor is the ratio between the total annual electricity production and the product of total installed capacity with the total hours of calculating the annual load factor.

41. Monthly Average Load Factor is the ratio between the total monthly electricity production and the product of total installed capacity with the total hours of calculating the monthly load factor.

42. Electricity Market Information System is the system of equipment and databases serving the management and exchange of electricity market information managed by the System Operator.

43. Electricity Market Information Technology System is the system of equipment including the electricity market information system, SCADA/EMS system, electricity metering system, and digital signature system meeting the requirements for market operation and other systems as prescribed in this Circular.

44. Monthly Event Confirmation File is the file established according to Article 6 of Appendix IV of this Circular on the Procedure for Coordinating Settlement Data Between the System Operator, Power Generation Units, and Purchasing Units.

45. a) Civil contract, applicable for electricity purchases for household purposes, implemented in accordance with the Civil Code. The model contract is defined by the Ministry of Industry; Direct Purchase and Sale Contract

46. Electricity Market Transaction Coordinator Engineer is the person directly involved in the management and coordination of electricity purchase and sale transactions and ancillary services on the competitive electricity market.

47. Load Block is the parameter used in the water value calculation model, determined from a pair of values: time period (hours) and load (MWh). In water value calculations, a week's load includes at least 05 (five) load blocks.

48. Constrained Scheduling is the arrangement of power generation units' mobilization sequence according to the minimum cost method of purchasing electricity considering technical constraints in the system.

49. Unconstrained Scheduling is the arrangement of power generation units' mobilization sequence according to the minimum cost method of purchasing electricity without considering constraints in the system.

50. Next Trading Cycle Mobilization Schedule is the planned mobilization schedule of units to generate electricity and provide ancillary services for the next trading cycle and the following seven trading cycles, calculated and announced by the System Operator.

51. Next Day Mobilization Schedule is the planned mobilization schedule of units to generate electricity and provide ancillary services for the trading cycles of the next trading day, established by the System Operator.

52. Market Electricity Price Calculation Schedule is the schedule established by the System Operator after the current trading day to determine the market electricity price for each trading cycle.

53. Electricity Market Simulation Model is the system of software simulating the mobilization of power generation units and calculating the market electricity price used by the System Operator in annual, monthly, and weekly operational planning.

54. Water Value Calculation Model is the system of software optimizing hydro-thermal power to calculate the water value used by the System Operator in annual, monthly, and weekly operational planning.

55. Limit Water Level is the lowest upstream water level of the hydropower reservoir at the end of each month in a year or at the end of each week in a month, calculated and announced by the System Operator according to the regulations on mid-term and short-term system security assessment in the Transmission System Regulation issued by the Ministry of Industry and Trade.

56. Optimal Water Level is the upstream water level of the hydropower reservoir at the end of each month or each week, ensuring the use of water for power generation is most efficient and meets the binding requirements, calculated and announced by the System Operator.

57. Year N is the current year for operating the electricity market, calculated according to the Gregorian calendar year.

58. Day D is the current trading day.

59. Typical dayis the selected day that has typical consumption patterns of electricity load as prescribed in the Content, Method, Procedure, and Formalities for Studying Electricity Load issued by the Ministry of Industry and Trade. A typical day includes typical working days, weekend days (Saturday, Sunday), and holidays (if any) for the year, month, and week.

60. Trading day is the day on which electricity market trading activities take place, from 00:00 to 24:00 daily.

61. BOT power plant is an electricity plant invested under the Build-Operate-Transfer model through a contract between the investor and the competent state agency.

62. Best new thermal power plant is the newly operational thermal power plant with the lowest average generation cost calculated for the upcoming year and the electricity purchase and sale contract price agreed upon based on the benchmark power plant generation price framework issued by the Ministry of Industry and Trade. The best new thermal power plant is selected annually for use in calculating the market capacity price.

63. Strategic multi-purpose hydropower plant is a hydropower plant included in the list of large-scale power plants with special significance for economic and social development, national defense, and security approved by the Prime Minister, and in the list of hydropower plants coordinated with large-scale power plants with special significance for economic and social development, national defense, and security approved by the Ministry of Industry and Trade.

64. Power plant allocated contract is an electricity plant with a power purchase and sale contract with Vietnam Electricity Corporation and allocated to the bulk power purchaser according to Clause 2, Article 40 of this Circular.

65. Cascade hydropower plant group is a collection of hydropower plants where the water discharge from the reservoir of the upper cascade hydropower plant constitutes the entirety or a significant portion of the water inflow to the reservoir of the lower cascade hydropower plant, and there is no regulating reservoir between the two power plants for at least two days.

66. Trading node is the location used to determine the quantity of electricity exchanged for electricity purchase and sale transactions on the spot electricity market.

67. Dispatch scheduling software is the system software used by the System Operator and Electricity Market to schedule dispatch for the next day and the next trading cycle for generating units in the electricity market.

68. System load is the total electricity consumption of the entire power system converted to the equivalent output of generating units and imported electricity in a trading cycle, minus the output of generating plants with installed capacity not exceeding 30 MW that do not participate in the electricity market and the output of cascade hydropower plants on the same river within a power generation unit with installed capacity not exceeding 60 MW (meeting the conditions for applying the avoidable cost tariff framework issued by the Ministry of Industry and Trade).

69. Regional power system load is the total electricity consumption of the entire regional power system including exported electricity and transmission losses, and distribution losses within the region.

70. National power system load is the total system load of all regions and inter-regional transmission line losses..

71. System load For settlement calculation is the total electricity consumption of the entire power system converted to the equivalent output of generating units and imported electricity in a trading cycle.

72. Measured output is the measured quantity of electricity at the point of delivery of the power plant.

73. Annual planned output is the expected output of the power plant to be mobilized in the coming year.

74. Monthly planned output is the expected output of the power plant to be mobilized each month in the year.

75. Heat rate is the amount of heat energy consumed by a generating unit or power plant to produce one unit of electrical energy.

76. User account is the user's login name used by member entities to access the Electricity Market Information Portal.

77. Month M is the current month for operating the electricity market, calculated according to the Gregorian calendar month.

78. Market participant are entities participating in trading activities or providing services on the electricity market as stipulated in Article 2 of this Circular.

79. Spot electricity market is the market for scheduling dispatch, calculating market prices based on bids, and settling payments for electricity purchase and sale transactions between power generation units and power purchasers on a per-trading-cycle basis within a day.

80. Capacity shortage is the situation when the total announced capacity of all power generation units is less than the forecasted system load demand in a trading cycle.

81. Market information is all data and information related to market activities.

82. Bid closing time for the next day is the time after which power generation units are not allowed to change their bid for the next day, except in cases specified in Article 46 of this Circular. In the electricity market, the bid closing time for Day D is 11:30 on Day D-1.

83. Dispatch order is the result of arranging the capacity bands in the bid according to the principle of price from low to high, taking into account the constraints of the system.

84. Total hours for annual load factor calculation is the total number of hours in Year N for generating units that have been commercially operated since Year N-1 or the total number of hours from the commercial operation date of the generating unit until the end of Year N, excluding the repair time of the generating unit according to the approved plan in Year N.

85. Total hours for monthly load factor calculation is the total number of hours in Month M for generating units that have been commercially operated since Month M-1 or the total number of hours from the commercial operation date of the generating unit until the end of Month M, excluding the repair time of the generating unit according to the approved plan in Month M.

86. Slow-start generating unit is a generating unit that cannot start up and synchronize with the grid within less than 30 minutes.

87. Electricity market information portal is the electronic information portal for publishing electricity market operation information.

88. Week T is the current week of market operation.

89. Exceeding fuel gas limit refers to the situation when the total capacity of the first price band with identical bids from gas turbine units bidding in the day-ahead or cycle schedule, plus the lowest stable capacity of indirect participating power plants scheduled for dispatch, exceeds the calculated total capacity limit converted from the gas limit. The exceeding fuel gas limit applies in the scheduling process and is not used to adjust the contracted output of power plants.

90. Measurement point is the location where the electricity metering system is installed to determine the quantity of electricity delivered or received for market settlement, in accordance with the Electricity Metering Regulations issued by the Ministry of Industry and Trade and other relevant regulations.

91. Forced outage probability is the probability of being unavailable due to failure of a unit, calculated as a percentage (%) of the number of forced outages divided by the sum of the number of available periods and the number of forced outages.

Chapter II
REGISTRATION TO PARTICIPATE IN THE ELECTRICITY MARKET

Article 4. Obligation to participate in the electricity market of power generation units

1. Power plants with an installed capacity greater than 30 MW connected to the national grid and holding a power business license in the power generation sector; hydropower plants with an installed capacity of 10 MW or more upon expiration of the power purchase agreement based on avoided cost (including staged rates); renewable energy power plants that are not hydropower and have an installed capacity of 10 MW or more upon expiration of agreements under state incentive pricing mechanisms; BOT power plants upon expiration of their contracts and transfer to Vietnam; renewable energy power plants as stipulated in Decree No. 80/2024/NĐ-CP dated July 3, 2024 of the Government regarding direct power purchase mechanisms between renewable energy power generators and large electricity consumers through the national grid are required to participate in the electricity market. Power generation units owning such power plants shall be responsible for completing registration procedures and directly participating in the electricity market, except for those specified in Clause 3 of this Article. 2. Power plants with an installed capacity up to 30 MW connected to the grid at voltage levels of 110 kV or higher (excluding cases specified in points a, c, đ, e of Clause 3 of this Article), non-hydropower renewable energy power plants with an installed capacity of 10 MW or more

may choose to directly participate in the electricity market if they sell only part of their output to the national grid. In the case of choosing to directly participate in the electricity market, the power plant shall be responsible for:, a) Preparing infrastructure as prescribed in Clause 5 of this Article;

b) Completing and submitting the registration dossier for participation in the electricity market as prescribed in Clause 1 of Article 7 of this Circular;

c) Adhering to requirements for power generation units participating in the electricity market as prescribed in this Circular and related regulatory documents.

3. Indirectly participating power plants include:

a) BOT power plants whose contracts remain valid;

b) Non-hydropower renewable energy power plants (except for cases specified in Clause 2 of this Article);

c) Thermal power plants with obligations to use maximum gas fuel to ensure national interests and approved by competent authorities to indirectly participate in the electricity market;

d) Power plants within industrial zones selling only part or none of their output to the national grid (except for cases specified in Clause 2 of this Article);

đ) Strategic multi-purpose hydropower plants;

e) Imported power sources;

g) Power plants providing fast-start ancillary services as listed annually;

h) Power plants operating under avoided cost mechanisms with valid contracts.

4. Before November 1st of year N, the System Operator and Market Operator shall be responsible for compiling and reporting to the Electricity Regulatory Authority a list of direct trading power generation units, indirect trading power generation units, and electricity buyers in the market for year N+1 to be published for market participants.

5. Power generation units owning power plants that directly participate in the electricity market shall be responsible for investing in and completing equipment systems to connect to the market information system (including: Bidding system, dispatch management system, market settlement support system, internal market information network connection system), SCADA/EMS system, metering system, and digital signature system meeting market operation requirements and other systems as prescribed.

5. The power generation unit owning the power plant directly participating in the electricity market shall be responsible for investing in and completing the equipment system to connect to the electricity market information system (including: bidding system, dispatch order management system, electricity market settlement support system, internal market information network connection system), SCADA/EMS system, electricity metering system, and digital signature system meeting the operational requirements of the electricity market and other systems as prescribed.

Article 5. Obligations to participate in the electricity market for bulk power purchasers

1. Bulk power purchasers shall be responsible for registering to participate in the electricity market when purchasing electricity at metering points within the scope of the wholesale electricity market as stipulated in Article 69 of this Circular.

2. Bulk power purchasers shall be responsible for investing in and completing the system of equipment to connect to the electricity market information system, the electricity metering system, the remote meter data collection system at boundary metering points within their management scope, and digital signatures meeting the operational requirements of the electricity market and other systems as prescribed.

Article 6. Time of participation in the electricity market

1. Electricity generation units owning power plants shall be responsible for participating in the electricity market from:

a) The first day of month M if the date of commercial operation of the power plant is recognized before the 20th day of month M-1;

b) The first day of month M+1 if the date of commercial operation of the power plant is recognized from the 20th day to the last day of month M-1.

2. Electricity generation units owning power plants when the term of contracts under state incentive and preferential mechanisms expires (including BOT power plants transferred to Vietnam) shall be responsible for participating in the electricity market from:

a) The first day of month M if the date of signing the power purchase agreement according to the method of determining the electricity generation price and the power purchase agreement issued by the Ministry of Industry and Trade is before the 20th day of month M-1;

b) The first day of month M+1 if the date of signing the power purchase agreement according to the method of determining the electricity generation price and the power purchase agreement issued by the Ministry of Industry and Trade is from the 20th day to the last day of month M-1.

3. Bulk power purchasers shall be responsible for participating in the electricity market from the date of implementing delivery and purchasing electricity from the transmission grid.

Article 7. Registration to participate in the electricity market for direct trading electricity generation units and bulk power purchasers

1. For direct trading electricity generation units

a) Electricity generation units shall participate in the electricity market when fulfilling the following requirements:

- Valid power business license in the field of electricity generation;

- Completion of acceptance and commissioning of systems as prescribed in Clause 5, Article 4 of this Circular;

- Completion of signing the power purchase agreement and the document recognizing the date of commercial operation of the power plant;

- Agreement on the representative unit for bidding for the group of cascade hydropower plants (in case the electricity generation unit represents the group of cascade hydropower plants).

b) Seven working days prior to the latest date required to participate in the electricity market as stipulated in Article 6 of this Circular, the electricity generation unit shall submit one set of registration documents to participate in the electricity market for each power plant to the System Operation Unit and the Electricity Market through the Electricity Market's electronic information website. The System Operation Unit and the Electricity Market shall be responsible for guiding units on the components of the registration documents to participate in the electricity market of electricity generation units.

2. For bulk power purchasers

a) Bulk power purchasers shall participate in the electricity market when fulfilling the following requirements:

- Valid power business license;

- Compliance with regulations on metering electricity at boundary metering points of the unit as prescribed;

- Completion of acceptance and commissioning of the remote meter data collection system at boundary metering points within the unit's management scope, the internal market electricity information network system, and digital signatures.

b) Seven working days prior to the latest date required to participate in the electricity market as stipulated in point b, Clause 2, Article 6 of this Circular, bulk power purchasers shall submit one set of registration documents to participate in the electricity market to the System Operation Unit and the Electricity Market through the Electricity Market's electronic information website. The System Operation Unit and the Electricity Market shall be responsible for guiding units on the components of the registration documents to participate in the electricity market of bulk power purchasers.

Article 8. Examination of Registration Documents for Participation in the Electricity Market

1. Within two working days from the date of receipt of the registration documents, the System Operator and Electricity Market Operator shall be responsible for examining the completeness of the registration documents for participation in the electricity market and requesting the registering entity to supplement and complete the documents if they do not meet the requirements stipulated in Article 7 of this Circular.

2. Within three working days from the date of receipt of valid documents, the System Operator and Electricity Market Operator shall be responsible for examining the documents and assessing the capability of the entity to officially participate in the electricity market.

3. In cases where the entity applying to participate in the electricity market has fully met all conditions for participating in the electricity market, the System Operator and Electricity Market Operator shall be responsible for notifying the registering entity and publishing on the electronic information page of the electricity market at least 24 hours before the entity officially participates in the electricity market.

Article 9. Information of Participants in the Electricity Market

1. Participants in the electricity market shall be responsible for registering general information about their entities with the System Operator and Electricity Market Operator.

2. The System Operator and Electricity Market Operator shall be responsible for establishing and publicizing detailed requirements regarding registration information for participation in the electricity market applicable to each type of participant in the electricity market.

3. Registration of metering devices and connection points

a) The System Operator and Electricity Market Operator establish and maintain registration information for meters and connection points within the scope of transactions in the electricity market;

b) For each meter, the registration information must clearly indicate the entity responsible for managing and operating the meter and the entity responsible for collecting measurement data from the meter;

c) The System Operator and Electricity Market Operator cooperate with relevant participants in the electricity market to confirm the connection points and metering devices at the connection points of each participant in the electricity market;

d) In cases of changes in ownership or responsibility for connection points, the relevant participants in the electricity market must notify the System Operator and Electricity Market Operator.

4. The System Operator and Electricity Market Operator shall be responsible for storing and updating registration information for all participants in the electricity market.

5. In cases of changes in registration information, participants in the electricity market shall be responsible for notifying the System Operator and Electricity Market Operator of these changes.

6. The System Operator and Electricity Market Operator shall be responsible for updating and publishing registration information for participation in the electricity market of all participants in the electricity market, including any changes; storing all past information and data fully.

7. The System Operator and Electricity Market Operator shall be responsible for reporting to the Electricity Regulatory Authority when there is a registration for participation in the electricity market or when there are changes related to the participation of participants in the electricity market, including: The situation of registration for participation and the results of examination of registration documents of new member units, changes in registration information or withdrawal from the electricity market of participants in the electricity market.

Article 10. Termination of Participation in the Electricity Market

1. Cases for Terminating Participation in the Electricity Market

a) The power plant terminates its participation in the electricity market in the following cases:

- At the request of the power generation unit owning the power plant when the power plant ceases operation entirely or fails to maintain and lacks the ability to restore its registered capacity within one year;

- The power business license of the power plant is revoked or expires.

b) The bulk electricity purchaser discontinues purchasing electricity at the points of delivery within the scope of the electricity market or the power business license for bulk and retail electricity sales is revoked or expires.

2. In the case where the power business license is revoked, the time of termination of participation in the electricity market for the power generation unit or the bulk electricity purchaser shall be calculated from the date the power business license is revoked according to the decision of the competent authority. In other cases, at least 30 days before the intended date of terminating participation in the electricity market, the market participant must submit a written request to terminate participation in the electricity market to the System Operator and Electricity Market.

3. Within ten days from the date of receipt of the notification letter requesting termination of participation in the electricity market from the market participant, the System Operator and Electricity Market shall be responsible for reviewing, deciding, and notifying the Electricity Regulatory Authority for supervision and implementation.

4. The System Operator and Electricity Market shall be responsible for storing records and announcing on the electricity market's website about the termination of participation in the electricity market by the market participants.

Article 11. Handling Issues Regarding Power Generation Units Not Directly Participating in the Electricity Market

1. For power plants that have been granted a power business license and are required to participate in the electricity market as stipulated in Article 4 of this Circular but the power generation unit owning the power plant has not completed registration to participate in the electricity market, power plants without Power Purchase Agreements, power plants with Power Purchase Agreements but without electricity prices or expired electricity prices, and power units without an agreed commercial operation date, the System Operator and Electricity Market shall not dispatch these power units to the national grid, except in the following cases:

a) A situation arises where there is an imbalance between supply and demand in the power system or to ensure power supply security;

b) Ensuring downstream water requirements according to the inter-reservoir operation procedures, single-reservoir operation procedures, or as required by the competent state authorities (for hydroelectric power plants);

c) Preventing overflows (for hydroelectric power plants).

2. For power plants that are already in commercial operation, currently undergoing registration to participate in the electricity market, or waiting to enter the electricity market: they will be dispatched as power plants indirectly participating in the electricity market.

3. In the event that the System Operator and Electricity Market dispatches the power generation unit according to the provisions of Clause 1 and Clause 2 of this Article, the power generation unit owning the power plant shall be compensated according to the Power Purchase Agreement or the agreement between both parties approved by the competent state authorities.

Chapter III
 PRINCIPLES FOR OPERATING THE ELECTRICITY MARKET

Article 12. Trading day, trading cycle, dispatching cycle, operational principles

1. A trading day is calculated from 00:00 to 24:00 of a calendar day.

2. The trading cycle is 30 minutes, starting from the beginning of each 30-minute period within a trading day. When infrastructure conditions are met, the Electricity Regulatory Authority shall consider reducing the trading cycle to less than 30 minutes.

3. The dispatching cycle is 30 minutes, starting from the beginning of each 30-minute period within a trading day. When infrastructure conditions are met, the Electricity Regulatory Authority shall consider reducing the dispatching cycle to less than 30 minutes in synchronization with the reduction of the trading cycle as stipulated in Clause 2 of this Article.

4. During participation in the electricity market, entities are responsible for complying with regulations, adhering to dispatch orders, and following guidance from the System Operator and Electricity Market to ensure stable, competitive operation of the electricity market and safe, reliable operation of the power system.

Article 13. Trading Points for Electricity Purchase and Sale

1. The trading points for electricity purchase and sale of each participant in the electricity market include:

a) For power generation units, the trading point of such unit is calculated at the point of electricity delivery between the power plant owned by the unit and the national power grid;

b) For bulk electricity purchasing units, the trading point of such unit is calculated at:

- The point of electricity delivery between the transmission network and the distribution network of the purchasing unit;

- The point of electricity delivery (if any) between participating power plants and the distribution network of the purchasing unit;

- The point of electricity delivery on the distribution network with another purchasing unit participating in the electricity market.

2. Power generation units and electricity purchasing units must register their trading points with the System Operator and Electricity Market during the registration process for market participation. In case there are changes to existing trading points or new trading points are added, power generation units and electricity purchasing units are responsible for informing the System Operator and Electricity Market of this information.

3. The System Operator and Electricity Market are responsible for coordinating with relevant units in establishing, managing, and publishing the list of trading points corresponding to each participant in the electricity market.

4. The System Operator and Electricity Market are responsible for coordinating with relevant units in establishing and managing the metering list for each trading point to determine the volume of electricity traded in the market at that trading point in each trading cycle.

Article 14. Price Quotation Limits

1. The price quotation of power generation units on the electricity market is limited from the floor price to the ceiling price.

2. For thermal power units

a) The ceiling price quotation of thermal power units is determined annually, adjusted monthly, and calculated based on the following factors:

- Thermal efficiency rate of the power generation unit;

- Efficiency degradation factor over time of the power generation unit;

- Fuel price;

- Price variation according to the power purchase and sale contract.

b) The floor price quotation of thermal power units is 0 VND/kWh.

3. For hydroelectric power units

a) The ceiling price quotation of hydroelectric power units is specified in Article 42 of this Circular;

b) The floor price quotation of hydroelectric power units is 0 VND/kWh.

Article 15. Market price applicable to direct power generation units trading

1. Market electricity price applicable to power generation units

a) The system operation unit and electricity market shall be responsible for calculating after the operational period based on the non-binding scheduling method;

b) Not exceeding the maximum market electricity price.

2. Market capacity price applicable to power generation units

a) The system operation unit and electricity market shall be responsible for calculating during the process of planning next year's operations and not changing within the application year;

b) Calculated on the principle of ensuring that the best new power plant recovers all variable costs and fixed costs.

3. Full market price applicable to power generation units is calculated as the sum of the following two components:

a) Market electricity price applicable to power generation units;

b) Market capacity price applicable to power generation units.

Article 16. Determination of contract volume

1. General Provisions

a) Power generation units and Electricity Purchasing Units shall be responsible for negotiating, agreeing, and stipulating in the electricity purchase and sale contract regarding the contract volume or the ratio of electricity volume settled at the contract price within the framework specified in point b clause of this article to determine the annual contract volume (or each year within a multi-year cycle). Based on the agreed annual contract volume in the electricity purchase and sale contract, the power generation unit and the Electricity Purchasing Unit calculate and agree on the allocation of contract volume into each month of the year.

In case the power generation unit and the Electricity Purchasing Unit agree on information about the annual and monthly contract volumes, they shall notify the system operation unit and electricity market through a written document for the system operation unit and electricity market to allocate the contract volume into each trading cycle. In case the power generation unit and the Electricity Purchasing Unit only agree on the ratio of electricity volume settled at the contract price, they shall notify the system operation unit and electricity market to perform the calculation and allocation of contract volume according to the provisions of this Circular.

b) The ratio of electricity volume settled at the contract price shall not exceed 100% and shall not be less than 60%;

c) For power plants with fuel consumption obligations and with a document from the competent state management agency allowing the transfer of fuel consumption obligations from the fuel supply contract to the electricity purchase and sale contract: The power generation unit and the Electricity Purchasing Unit shall be responsible for providing the system operation unit and electricity market for the calculation and allocation of contract volume. In which, the annual contract volume shall not be lower than the corresponding electricity volume of the annual fuel consumption obligation of the power plant and shall take into account the availability of the power plant in the year.

2. For power plants that have signed contracts with Vietnam Electricity Corporation

a) In case the power generation unit and Vietnam Electricity Corporation agree on the annual and monthly contract volumes, both parties shall be responsible for sending information to the system operation unit and electricity market to calculate and allocate the contract volume into each trading cycle according to the provisions of Clause 3, Article 38 of this Circular;

b) In case the power generation unit and Vietnam Electricity Corporation agree on the ratio of electricity volume settled at the contract price but have not agreed on the annual contract volume; or have not agreed or reached consensus on the annual and monthly contract volumes as stipulated in Clause 5 of this Article:

- For thermal power plants: The system operation unit and electricity market shall calculate the minimum annual contract volume for Year N+1 and allocate the minimum contract volume into each month of Year N+1 according to the provisions of Article 28 of this Circular, and calculate the monthly contract volume of the thermal power plant according to the provisions of Clause 1, Article 38 of this Circular, while allocating into each trading cycle according to the provisions of Clause 3, Article 38 of this Circular;

- For hydropower plants: The system operation unit and electricity market shall be responsible for calculating the monthly contract volume according to the provisions of Clause 2, Article 38 of this Circular and the contract volume for each trading cycle according to the provisions of Clause 3, Article 38 of this Circular.

3. For power plants that have signed contracts with Vietnam Electricity Corporation and allocated to Electricity Wholesale Purchasing Units and power plants that have signed contracts with electricity wholesale purchasing units

a) In case the units agree on the annual and monthly contract volumes, they shall send information to the system operation unit and electricity market to calculate and allocate the contract volume into each trading cycle according to the provisions of Article 40 of this Circular;

b) In case the units agree on the ratio of electricity volume settled at the contract price but have not agreed on the annual contract volume; or have not agreed or reached consensus on the annual and monthly contract volumes as stipulated in Clause 5 of this Article: The system operation unit and electricity market shall calculate the minimum annual contract volume, the minimum monthly contract volume, and the monthly contract volume according to the provisions of Articles 28, 29, and 38 of this Circular, while allocating into each trading cycle according to the provisions of Article 40 of this Circular.

4. For new power plants (operating commercially after the effective date of this Circular)

a) Ninety days before the expected commercial operation date of the power plant, the power generation unit and the Electricity Purchasing Unit shall be responsible for negotiating and agreeing in the electricity purchase and sale contract on the ratio of electricity volume settled at the contract price or the annual and monthly contract volumes according to the provisions of point a, clause 1 of this Article;

b) In case the power generation unit and the Electricity Purchasing Unit do not reach agreement on the remaining months' contract volume in the year: The system operation unit and electricity market shall perform the calculation according to the provisions of Clause 1 or Clause 2, Article 38 of this Circular;

c) The quantity under each trading cycle of the power purchase contract: Except where there is a different agreement between the Power Generation Unit and the Power Purchasing Unit, the quantity under each trading cycle of the power plant's contract shall be determined by the System Operation and Electricity Market Unit in the monthly operation plan based on the allocation of the monthly contractual quantity to the trading cycles within the month as stipulated in Clause 3, Article 38 and Article 40 of this Circular.

5. For power plants that have signed contracts but cannot reach an agreement on the ratio of electricity quantity to be settled at the contract price or the contractual quantity for year N+1 with Vietnam Electricity Group or the Bulk Power Purchasing Unit as prescribed in Clause 1 of this Article to provide to the System Operation and Electricity Market Unit before November 15th of year N:

a) The Power Generation Unit and the Power Purchasing Unit shall be responsible for proposing the ratio of electricity quantity to be settled at the contract price and the contractual quantity to report to the Electricity Regulatory Authority and provide to the System Operation and Electricity Market Unit before November 20th annually;

b) Based on the reports from the Power Generation Unit and the Power Purchasing Unit, the System Operation and Electricity Market Unit shall be responsible for proposing the options for the ratio of electricity quantity to be settled at the contract price for the upcoming year as prescribed in Point b, Clause 1 of this Article and report to the Electricity Regulatory Authority;

c) In cases where the parties still cannot reach an agreement on the ratio of electricity quantity to be settled at the contract price or the contractual quantity for the year or month: Before December 10th of year N, based on the calculation results of the System Operation and Electricity Market Unit as stipulated in point b of this clause, the Ministry of Industry and Trade shall announce the ratio of electricity quantity to be settled at the contract price for year N+1 for the parties to implement during the period of disagreement:

- The ratio of electricity quantity to be settled at the contract price announced by the Ministry of Industry and Trade shall be within the framework prescribed in point b of Clause 1 of this Article;

- Based on the ratio of electricity quantity to be settled at the contract price announced by the Ministry of Industry and Trade, the System Operation and Electricity Market Unit shall be responsible for calculating the minimum annual and monthly contractual quantities as prescribed in Article 28 of this Circular and the monthly contractual quantity as prescribed in Clause 1 and Clause 2 of Article 38 of this Circular, and notify the Power Generation Unit and the Power Purchasing Unit to implement according to the market operation regulations set forth in this Circular.

d) During the application period of the ratio of electricity quantity to be settled at the contract price as announced by the Ministry of Industry and Trade, the Power Generation Unit and the Power Purchasing Unit continue to negotiate about the contractual quantity for the remaining months of the year. If the Power Generation Unit and the Power Purchasing Unit reach an agreement on the contractual quantity for the remaining months of the year, they shall provide it to the System Operation and Electricity Market Unit for calculation and announcement. At the time when the System Operation and Electricity Market Unit calculates and announces the contractual electricity quantity, if the Power Generation Unit and the Power Purchasing Unit still cannot reach an agreement on the contractual quantity, the units shall implement according to the contractual electricity quantity calculated and announced by the System Operation and Electricity Market Unit.

6. Adjustment of Contractual Quantity:

a) Adjustment of Monthly Contractual Quantity:

- In cases where the Power Generation Unit and the Power Purchasing Unit reach an agreement on the monthly contractual quantity or the contents regarding the adjustment of the monthly contractual quantity (adjustment cases, adjustment principles) before the operational month: The adjustment of the monthly contractual quantity shall be carried out according to the provisions of the power purchase and sale contract, not falling within the scope of application of this Circular. The units shall be responsible for notifying the System Operation and Electricity Market Unit about the agreed contents to serve market operation work;

- In cases where the monthly contractual quantity of thermal power plants is calculated by the System Operation and Electricity Market Unit according to the provisions of Clause 1, Article 38 of this Circular and there is no other agreement between the Power Generation Unit and the Power Purchasing Unit on the adjustment of the monthly contractual quantity: The adjustment of the monthly contractual quantity shall be carried out according to the principles prescribed in Article 37 of this Circular.

b) Adjustment of Trading Cycle Contractual Quantity:

- In cases where the Power Generation Unit and the Power Purchasing Unit reach an agreement on the principles of adjusting the trading cycle contractual quantity (adjustment cases, adjustment principles) before the time when the System Operation and Electricity Market Unit calculates and announces the trading cycle contractual quantity: The adjustment of the trading cycle contractual quantity shall be carried out according to the agreement between the two parties. The units shall be responsible for notifying the System Operation and Electricity Market Unit about the agreed contents to serve market operation work;

- In cases where the contractual quantity for each trading cycle is calculated by the System Operation and Electricity Market Unit according to the provisions of Article 39 and Article 40 of this Circular and there is no other agreement between the Power Generation Unit and the Power Purchasing Unit on the adjustment of the trading cycle contractual quantity: The adjustment of the trading cycle contractual quantity shall be carried out according to the principles prescribed in Article 39 of this Circular.

Article 17. Principles for Mobilizing Power Sources When Overload or Excess Capacity Occurs

1. The principle of mobilizing power sources must ensure technical constraints to guarantee continuous, reliable, and safe operation of the power system, including the following factors:

a) Technical requirements of the power system such as handling overload of electrical equipment, ensuring voltage conditions, stabilizing the power grid, and meeting peak load demands;

b) Technical requirements of the primary fuel supply system;

c) Disposal requirements of power plants;

d) Water supply requirements downstream or water level constraints specified in the inter-reservoir operation procedures.

2. Conditions for application:

a) In planning operations: when the total stable generating capacity or the capacity required to maintain technical constraints of thermal power units connected to the grid, forecasted capacity of renewable energy sources, discharge capacity of hydropower reservoirs, or water supply requirements downstream in a region, area, or the entire power system during a trading cycle exceeds the regional load plus the inter-regional transmission limit or forecasted system load;

b) In scheduling: when the total indirect trading capacity of power generation units, forecasted capacity of renewable energy sources, and total direct market participation capacity of power plants (including the minimum stable generating capacity or the capacity required to maintain technical constraints of thermal power units connected to the grid) in a region, area, or the entire power system during a trading cycle exceeds the regional load plus the inter-regional transmission limit or forecasted system load.

3. In cases where power system operations meet the conditions stipulated in Clause 2 of this Article, the power system and electricity market operating unit shall be responsible for implementing shutdown/reduction of power plants and generators in the following order:

a) Reducing the generating capacity of thermal power units with variable costs in descending order from highest to lowest;

b) Shutting down/reducing hydropower plants and renewable energy power plants that have agreed terms for shutdown/reduction before other power plants (applicable according to conditions specified in grid connection agreements or power purchase contracts);

c) Shutting down/reducing hydropower plants that have not yet discharged according to their remaining capacity ratio compared to useful capacity in ascending order from lowest to highest;

d) Shutting down slow-starting units in the following order: (i) Voluntary shutdown units; (ii) According to unit bid price (only applicable for next-day and next-cycle scheduling); (iii) According to variable cost in descending order; if slow-starting units have the same variable cost, shut down units according to startup cost in ascending order;

đ) Reducing renewable energy power plants with storage capability;

e) Reducing non-FIT mechanism renewable energy sources (excluding power plants under Point i, Clause 3, of this Article);

g) Partially or fully reducing wind power plants, solar power plants connected to the grid under the FIT mechanism (excluding power plants under Point i, Clause 3, of this Article); medium-voltage rooftop solar systems under the FIT mechanism (only applicable for annual, monthly, and weekly planning calculation frameworks); hydropower plants mobilized under the avoided-cost mechanism (excluding hydropower plants discharging under Point h, Clause 3, of this Article);

h) Reducing hydropower plants directly participating in the electricity market that are discharging at floor prices and hydropower plants indirectly participating in the electricity market that are discharging;

i) Partially (unit, wind turbine, solar/wind line) or fully reducing power plants undergoing testing before commercial operation recognition.

4. For power plants and generators in the same point under Clause 3 of this Article, allocate capacity evenly based on capacity ratios (standard/available/published and selected), without considering price criteria.

Chapter IV
ELECTRICITY MARKET OPERATING PLAN

Section 1
NEXT YEAR'S OPERATING PLAN

Article 18. Annual Operation Plan

1. The entity operating the power system and electricity market shall be responsible for establishing the annual operation plan for the electricity market, including the following contents:

a) Selecting the best new power plant;

b) Calculating the market capacity price;

c) Calculating the optimal water value and water level of hydropower reservoirs;

d) Calculating the bid price limit of thermal power units;

e) Determining the ceiling prices of the electricity market;

f) Calculating the planned output, minimum annual contract output, and allocating the minimum annual contract output to each month of the year for thermal power plants that have not yet agreed on the annual and monthly contract outputs.

2. The entity operating the power system and electricity market shall be responsible for using the electricity market simulation model to calculate the contents prescribed in Clause 1 of this Article. Input parameters used in the electricity market simulation for thermal power units are the variable costs of the unit determined in Clause 3 of this Article, hydrological characteristics, technical characteristics of hydropower plants, constraints according to regulations on the operation planning of transmission systems as stipulated in the Transmission System Regulations issued by the Ministry of Industry and Trade, constraints ensuring standards and constraints related to secondary frequency control services.

3. The variable cost of thermal power units is determined as follows:

a) In cases where the heat rate value can be determined according to the power purchase and sale contract, the variable cost of the unit is determined as follows:

VC_{The Standing Office of the Council for International Cooperation on Non-Governmental Organizations (Vietnam Friendship Association) is the agency responsible for receiving registration dossiers, leading, and coordinating with member agencies of the Council to examine dossiers and return results of reviews of registration dossiers of foreign non-governmental organizations in Vietnam.}= + +

Where:

VC_{The Standing Office of the Council for International Cooperation on Non-Governmental Organizations (Vietnam Friendship Association) is the agency responsible for receiving registration dossiers, leading, and coordinating with member agencies of the Council to examine dossiers and return results of reviews of registration dossiers of foreign non-governmental organizations in Vietnam.}: Variable cost of the unit (VND/kWh);

: Adjustable variable component of the price based on fluctuations in the main fuel cost (coal, gas) of the power plant (VND/kWh);

: Adjustable variable component of the price based on fluctuations in the auxiliary fuel cost (oil) of the power plant (VND/kWh);

: Other adjustable variable components of the price based on other fluctuations of the power plant (VND/kWh).

- The adjustable variable component of the price based on fluctuations in the main fuel cost of the power plant is calculated according to the following formula:

 

Where:

: Adjustable variable component of the price based on fluctuations in the main fuel cost of the power plant (VND/kWh);

: Average heat rate of the main fuel specified in the power purchase and sale contract (kg/kWh or BTU/kWh or kcal/kWh);

: Price of the main fuel including transportation costs (VND/kCal; VND/BTU or VND/kg).

- The adjustable variable component of the price based on fluctuations in the auxiliary fuel cost of the power plant is calculated according to the following formula:

 

Where:

: Adjustable variable component of the price based on fluctuations in the auxiliary fuel cost of the power plant (VND/kWh);

: Average heat rate of the auxiliary fuel agreed upon in the power purchase and sale contract based on the manufacturer's specifications (kg/kWh);

: Price of the auxiliary fuel including transportation fees and other charges (VND/kg).

- The average heat rate of the fuel (main, auxiliary) provided by the power purchasing entity is adjusted according to the efficiency degradation factor. If the heat rate in the contract is the average heat rate over the entire project life, it will not be adjusted according to the efficiency degradation factor. In cases where the power purchase and sale contract only has characteristic heat rates at different load levels, the heat rate of the unit is determined at the load level corresponding to the average annual power generation output of the power plant specified in the power purchase and sale contract.

In cases where there is no heat rate in the power purchase and sale contract, it is determined by the heat rate of the standard power plant in the same technology group and installed capacity and from the same manufacturer. The entity operating the power system and electricity market is responsible for calculating the fuel consumption rate or heat rate of the standard power plant;

- The efficiency degradation factor of the thermal power unit is determined by the efficiency degradation factor in the power purchase and sale contract provided by the power purchasing entity.

In cases where there is no data on the efficiency degradation factor in the power purchase and sale contract, the efficiency degradation factor of the standard power plant in the same group as the power plant is applied, as determined by the entity operating the power system and electricity market.

- Other variable components of the price of the power plant (VND/kWh) are determined according to the provisions of the power purchase and sale contract.

b) In cases where there is no heat rate in the signed power purchase and sale contract, the variable cost of the unit is determined by the variable price of year N (including transportation costs of the main fuel) in the updated power purchase and sale contract with factors affecting the variable price of year N. For power plants that have not signed a power purchase and sale contract, the variable price of the year is calculated based on power plants that have signed a power purchase and sale contract with equivalent power generation technology and installed capacity;

c) The basis for determining the components of the price and costs used in calculating the variable price or variable cost of year N is as follows:

- The fuel price applicable for year N is published or directed by the competent authority;

- The fuel price applicable for year N as stipulated in the power purchase and sale contract, fuel purchase contract. In cases where the fuel price depends on the fuel supply plan and/or fuel price indices, the power generation entity and the fuel supplier are responsible for providing the power purchaser with the fuel supply plan and/or fuel price indices for consideration during the determination of the expected fuel price for year N;

- The fuel price is based on the payment statement of the three months immediately preceding the time of providing data for the year N plan and taking into account factors affecting the fuel price of year N. In cases where there is no payment statement with the full fuel price of the most recent month at the time of preparing the year N plan (the payment statement does not include the full fuel price according to the fuel purchase contract), the average fuel price of the month can be used based on invoices according to the provisions of the fuel purchase contract.

- In cases where the variable cost and fuel consumption rate according to the power purchase and sale contract are determined at multiple load levels, the load level of 85% of the power plant is applied to calculate the variable price and expected variable cost of year N.

4. Before October 25 each year, the System and Electricity Market Operator shall be responsible for soliciting opinions from the Vietnam Electricity Group, power generation units, and bulk electricity purchasing units regarding the plan for operating the electricity market in the upcoming year.

5. The units whose opinions are sought shall be responsible for submitting their opinions on the plan for operating the electricity market in the upcoming year to the System and Electricity Market Operator before November 5 each year. Based on the opinions of these units, the System and Electricity Market Operator shall complete the calculations and submit the plan for operating the electricity market in the upcoming year (including calculation results, input data, and calculation explanations) to the Electricity Regulatory Authority for review and approval before November 15 each year.

Article 19. Classification of Hydroelectric Power Plants

1. Hydroelectric power plants in the electricity market shall be specifically classified as follows:

a) Strategic multi-purpose hydroelectric power plants;

b) Cascade hydroelectric power plant group;

c) Hydroelectric power plants with reservoirs capable of regulating water for two days or more;

d) Hydroelectric power plants with reservoirs capable of regulating water for less than two days;

For hydroelectric power plants that use water from irrigation reservoirs for power generation and have special requirements from competent state agencies, the Electricity Regulatory Authority shall be responsible for reporting to the Ministry of Industry and Trade for consideration and decision on the form of participation in the electricity market for such power plants in that year.

2. Annually, the System and Electricity Market Operator shall be responsible for classifying and updating the list of hydroelectric power plants as specified in Clause 1 of this Article.

Article 20. Load Forecasting for Planning Operation in the Upcoming Year

1. The System and Electricity Market Operator shall be responsible for forecasting loads to serve the planning of operations in the upcoming year according to the method prescribed in the Transmission System Regulations issued by the Ministry of Industry and Trade. The load forecasting data for planning operations in the upcoming year shall include:

a) Total national system load demand and regional load demands in the North, Central, and South regions for the entire year and each month within the year;

b) Load profile diagrams for typical days in the North, Central, and South regions and the entire national power system for each month within the year;

c) Maximum and minimum load capacities of the national power system in each month.

2. Bulk electricity purchasing units shall be responsible for forecasting loads for the upcoming year and submitting them to the System and Electricity Market Operator according to the Transmission System Regulations issued by the Ministry of Industry and Trade.

Article 21. Ancillary Services for Planning Operations in the Upcoming Year

1. Types of ancillary services for operating the power system in the electricity market include:

a) Secondary frequency control;

b) Rapid start-up;

c) Voltage regulation;

d) Black start;

đ) Mandatory spinning reserve to ensure power system security.

2. The System and Electricity Market Operator shall be responsible for determining the needs for various types of ancillary services according to the provisions set forth in the Transmission System Regulations issued by the Ministry of Industry and Trade.

Article 22. Classification of Base, Shoulder, and Peak Running Power Plants for the Upcoming Year

1. The System and Electricity Market Operator shall be responsible for using a market simulation model to determine the annual average load factor of power generation plants.

2. Based on the annual average load factor from the simulation results, the System and Electricity Market Operator shall be responsible for classifying base, shoulder, and peak running power plants into three groups as follows:

a) Base running plant group: Includes power generation plants with an annual average load factor of 60% or higher;

b) Shoulder running plant group: Includes power generation plants with an annual average load factor greater than 25% but less than 60%;

c) Peak running plant group: Includes power generation plants with an annual average load factor of 25% or lower.

Article 23. Determining the ceiling price of thermal power unit bids

1. In cases where the heat rate value can be determined

a) The ceiling bid price of the thermal power unit is determined according to the following formula:

 

Where:

: Ceiling bid price of the thermal power unit (VND/kWh);

signing and implementing Agreements_DC: Price ceiling adjustment factor based on the classification results of the thermal power plant. For base load thermal power plants K_DC = 0%; for intermediate load thermal power plants K_DC = 5%; for peak load thermal power plants K_DC = 20%;

"5. The pre-tax weighted average cost of capital i (%) is determined according to the formula below:_NLC: Main fuel price (including main fuel transportation cost) of the thermal power unit (VND/kCal; VND/BTU or VND/kg);

"5. The pre-tax weighted average cost of capital i (%) is determined according to the formula below:_NLP: Auxiliary fuel price of the thermal power unit (VND/kCal; VND/BTU or VND/kg);

"5. The pre-tax weighted average cost of capital i (%) is determined according to the formula below:^bd_khac: Adjustment price change due to other fluctuations determined according to the electricity purchase and sale contract (VND/kWh);

HR_C: Main fuel heat rate at the average load level of the thermal power unit (BTU/kWh; kCal/kWh or kg/kWh);

HR_{"5. The pre-tax weighted average cost of capital i (%) is determined according to the formula below:}: Auxiliary fuel heat rate at the average load level of the thermal power unit (BTU/kWh; kCal/kWh or kg/kWh).

b) For coal-fired thermal power plants, the coal price (including coal transportation cost) for year N is the coal price determined according to the fuel purchase and sale contract for year N of the plant. If there is no fuel purchase contract for year N at the time of planning year N, the coal price for year N is determined as the coal price from the latest electricity payment statement before the planning year N. If there is no electricity payment statement with the full fuel price for the latest month at the time of planning year N, the average fuel price for the month can be calculated based on the invoices at the port plus transportation costs (international, domestic) and taxes and fees according to the fuel purchase contract for year N-1;

c) Fuel price parameters of the thermal power unit are determined according to Clause 3, Article 18 of this Circular;

d) The main fuel price provided by the electricity purchaser to the System Operation Unit and the Electricity Market before September 1, N-1.

2. In cases where there is no heat rate data in the electricity purchase and sale contract or there is no suitable benchmark power plant in the same group:

a) The ceiling bid price of the thermal power unit is determined according to the following formula:

 

Where:

: Ceiling bid price of the thermal power unit (VND/kWh);

signing and implementing Agreements_DC: Price ceiling adjustment factor based on the classification results of the thermal power plant. For base load thermal power plants signing and implementing Agreements_DC = 0%; for intermediate load thermal power plants signing and implementing Agreements_DC = 5%; for peak load thermal power plants signing and implementing Agreements_DC = 20%;

: Variable price (including main fuel transportation cost) for year N according to the electricity purchase and sale contract of the power plant (VND/kWh).

b) The variable price (including main fuel transportation cost) used to calculate the ceiling bid price is the anticipated variable price for year N provided by the electricity purchaser to the System Operation Unit and the Electricity Market.

3. The System Operation Unit and the Electricity Market are responsible for publishing the input data and the calculation results of the ceiling bid price of the thermal power units.

Article 24. Determining the ceiling price for the electricity market applicable to power generation units

1. The System Operation Unit and the Electricity Market are responsible for calculating at least three ceiling price scenarios for the electricity market.

2. The ceiling price for the electricity market for year N shall not exceed 115% of the highest ceiling bid price among the thermal power units directly bidding on the electricity market.

Article 25. Selection of the Best New Power Plant

1. The best new power plant for year N is a power plant participating in the electricity market that meets all of the following criteria:

a) Begins full capacity operation in year N-1, except in cases provided for in Clause 3 of this Article;

b) Is a base load power plant classified according to the criteria set forth in Clause 2 of Article 22 of this Circular;

c) Uses coal thermal power technology or combined cycle gas turbine technology;

d) Has the lowest average full cost of generation for 01 kWh.

2. The electricity purchasing entity shall be responsible for compiling a list of power plants meeting the criteria specified in points a and c of Clause 1 of this Article and providing contractual electricity purchase and sale data for these power plants or agreed-upon data uniformly with the power generation entity to the System Operation and Electricity Market Unit to determine the best new power plant. The data provided includes:

a) Variable price for year N;

b) Fixed price for year N agreed upon in the electricity purchase and sale contract applicable for payment in year N;

c) Agreed-upon electricity generation volume for calculating the contract price.

3. In case fewer than three power plants meet the criteria specified in points a, b, and c of Clause 1 of this Article, the System Operation and Electricity Market Unit shall supplement the list of newly selected power plants for year N-1 to ensure at least three power plants and request the electricity purchasing entity to update and provide again the data specified in Clause 2 of this Article to calculate and select the best new power plant for year N.

4. The System Operation and Electricity Market Unit shall be responsible for calculating the average full cost of generation for power plants meeting the criteria specified in points a, b, and c of Clause 1 of this Article using the following formula:

 

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

: Fixed price for year N under the electricity purchase and sale contract of the power plant (VND/kWh);

: Variable price for year N under the electricity purchase and sale contract of the power plant (VND/kWh);

: Agreed-upon electricity generation volume for calculating the contract price for year N of the power plant (kWh);

: Projected electricity generation volume in year N of the power plant determined from the market simulation model using the constrained dispatch method (kWh).

5. The list of best new power plants shall be arranged in ascending order of average full cost of generation. The best new power plant selected for year N is the power plant with the lowest average full cost of generation from the calculation results stipulated in Clause 4 of this Article.

Article 26. Principles for Determining Market Capacity Price

1. Ensuring that the best new power plant recovers its full generation costs when participating in the electricity market.

2. The market capacity price is proportional to the forecasted national electricity system load for the trading period.

Article 27. Procedure for Determining Market Capacity Price

The System Operation and Electricity Market Unit shall be responsible for determining the market capacity price according to the following procedure:

1. Determine the annual shortfall cost of the best new power plant

a) Determine the expected revenue on the market of the best new power plant in year N using the following formula:

 

Where:

R_{+ C}: Expected revenue through market electricity price of the best new power plant in year N (VND);

i: Trading period i in year N;

I: Total number of trading periods in year N;

SMP_{international}: Expected market electricity price of trading period i in year N determined from the market simulation model using the unconstrained dispatch method (VND/kWh);

: Expected metered generation volume of the best new power plant at trading period i in year N determined from the market simulation model using the constrained dispatch method (kWh).

b) Determine the total annual generation cost of the best new power plant using the following formula:

 

Where:

Economic life of the power plant as specified in the Appendix attached to this Circular (years)._BNE: Annual generation cost of the best new power plant in year N (VND);

"5. The pre-tax weighted average cost of capital i (%) is determined according to the formula below:_BNE: Average full cost of generation for 01 kWh of the best new power plant determined in Clause 4 of Article 25 of this Circular (VND/kWh);

: Expected metered generation volume of the best new power plant at trading period i in year N determined from the market simulation model using the constrained dispatch method (kWh);

i: Trading period i in year N;

I: Total number of trading periods in year N.

c) The annual shortfall cost of the best new power plant is determined using the following formula:

 

Where:

AS: Annual shortfall cost of the best new power plant in year N (VND);

Economic life of the power plant as specified in the Appendix attached to this Circular (years)._BNE: Total annual generation cost of the best new power plant in year N determined in point b of this clause (VND);

R_TTD: Expected revenue through market electricity price of the best new power plant in year N determined in point a of this clause (VND).

d) In case the calculated annual shortfall cost has a negative value with the lowest market electricity price cap option, the System Operation and Electricity Market Unit shall report to the Electricity Regulatory Authority to select the next best new power plant in the list of new power plants specified in Article 25 of this Circular and recalculate or reconsider the list of power plants participating in the electricity market to reasonably determine the market electricity price cap.

2. Determine monthly shortfall cost

The monthly shortfall cost of the best new power plant is determined by allocating the annual shortfall cost to the months in year N using the following formula:

 

Where:

M: Month M in year N;

MS: Monthly shortfall cost t of the best new power plant (VND);

AS: Annual shortfall cost of the best new power plant in year N (VND);

: Peak load capacity in month M (MW).

3. Determine the market capacity price for the trading period

a) Determine the average available capacity in year of the best new power plant using the following formula:

 

Where:                                                                     

: Average available capacity in year N of the best new power plant (kW);

I: Total number of trading periods in year N;

i: Trading cycle during which the best new power plant is expected to be mobilized;

: The expected mobilization capacity of the best new power plant in trading cycle i of year N according to the electricity market simulation model using the constrained scheduling method converted to metering position (kW).

b) Determine the market capacity price for each trading cycle in the upcoming year according to the following formula:

 

Where:

I: Total number of trading cycles in month t;

i: Trading cycle i in month t;

CAN_{international} : Market capacity price of trading cycle i (VND/kWh);

: Average available capacity in year N of the best new power plant (kW);

_­­­: Shortfall cost of month M of the best new power plant (VND);

: System load forecast of trading cycle i according to the typical daily load curve forecast of month M (MW);

∆T: Duration of one trading cycle (minutes).

Article 28. Determining the minimum annual and monthly contract volume for thermal power plants with power purchase contracts with Vietnam Electricity Corporation

1. Determining the minimum annual contract volume

Calculate the total minimum annual contract volume of the thermal power plant according to the following formula:

 

Where:

Qc_tt: Total minimum annual contract volume N (kWh);

GO: Average multi-year production volume of the power plant specified in the power purchase contract (kWh);

a: Annual production volume adjustment factor published by the Ministry of Industry and Trade;

: Contract price payment ratio applicable for year N (%).

2. Determining the minimum monthly contract volume

The minimum monthly contract volume of the thermal power plant is determined during the process of formulating the next year's operation plan, specifically as follows:

a) Using the market simulation model prescribed in Clause 2, Article 18 of this Circular according to the constrained scheduling method to determine the expected monthly production volume of the power plant;

b) Determine the minimum monthly contract volume according to the following formula:

 

Where:

: Minimum monthly contract volume M of the power plant (kWh);

Qc_tt: Total minimum annual contract volume of the power plant (kWh);

: Total expected production volume in month M of thermal power plants according to the approved next year's system operation plan by the Ministry of Industry and Trade (kWh).

In case the available monthly production volume of the power plant does not meet the minimum monthly contract volume, the minimum monthly contract volume will be adjusted to the available monthly production volume. The system operator and electricity market have the responsibility to allocate the difference in production volume to the remaining months of the year to ensure that the total minimum annual contract volume remains unchanged.

3. Determining the minimum annual and monthly contract volumes for new thermal power plants participating in the electricity market mid-year operation

The minimum annual and monthly contract volumes for new power plants participating in the electricity market mid-year operation are determined according to the principles stipulated in Clause 1 and Clause 2 of this Article when full information under the power purchase contract is available.

Article 29. Determining the minimum annual and monthly contract volumes for thermal power plants with power purchase contracts with bulk power purchasing units, thermal power plants with power purchase contracts with Vietnam Electricity Corporation and allocated to bulk power purchasing units

1. The minimum annual and monthly contract volumes of the power plant are calculated according to the method prescribed in Clause 1 and Clause 2 of Article 28 of this Circular.

2. The minimum monthly contract volume of the power plant with a power purchase contract with a bulk power purchasing unit, power plant with a power purchase contract with Vietnam Electricity Corporation and allocated to a bulk power purchasing unit is allocated to the bulk power purchasing units according to the ratio of the forecasted load of the bulk power purchasing unit according to the following formula:

 

Where:

  : Minimum monthly contract volume M of the power plant with bulk power purchasing unit l (kWh);

: Total minimum monthly contract volume M of the power plant (kWh);

: Forecasted monthly power exchange volume at the source of bulk power purchasing unit l (kWh);

L: Total number of bulk power purchasing units.

3. Before November 10 each year, the bulk power purchasing unit has the responsibility to update and provide the forecasted load data for the next year to the System Operator and Electricity Market for the purpose of calculating the allocation of contract volume for the bulk power purchasing unit.

Article 30. Responsibility for Determining the Minimum Annual and Monthly Contract Volume

1. The system operator and electricity market have the responsibility to:

a) Calculate the minimum annual and monthly contract volume for thermal power plants according to the provisions of Articles 28 and 29 of this Circular;

b) Publish on the electricity market's electronic portal the input data for calculating and the results of calculating the minimum annual and monthly contract volume for purchasing units and directly trading generating units for verification before November 15 each year.

2. For power plants with electricity purchase and sale contracts with Vietnam Electricity Corporation, generating units owning power plants and purchasing units shall be responsible for checking and coordinating with the system operator and electricity market unit to handle discrepancies in the calculation results of the minimum annual and monthly contract volume before November 25 each year.

3. For power plants with electricity purchase and sale contracts with bulk purchasing units, generating units and bulk purchasing units shall be responsible for checking and coordinating with the system operator and electricity market unit to handle discrepancies in the calculation results of the minimum annual and monthly contract volume before November 25 each year.

The total minimum monthly contract volume of the power plant confirmed between the parties shall be allocated to bulk purchasing units according to the provisions of Article 40 of this Circular.

Article 31. Publication of the Next Year's Market Operation Plan

1. After the next year's market operation plan has been approved according to the provisions of Article 18 of this Circular, the system operator and electricity market unit shall be responsible for publishing on the electricity market's electronic portal information about the input data and the results of planning the next year's market operation for market participants.

2. Information about the next year's market operation plan includes:

a) Calculation results of the next year's operation plan, including:

- Expected electricity price for each trading cycle applicable to generating units and bulk purchasing units;

- Results of selecting the best new power plant;

- Electricity price for each trading cycle;

- Ceiling of the electricity price in the market;

- Classification of thermal power plants;

- Minimum annual contract volume and the allocation of the minimum monthly contract volume for thermal power plants;

- Proportion of electricity purchased at market price in each month of the next year applicable to bulk purchasing units from power plants allocated under the contract determined according to Clause 2, Article 90 of this Circular.

b) Input parameters for calculating the next year's market operation plan, including:

- Forecasted load for each region of North, Central, South and the entire national power system in each trading cycle;

- Hydrological data and operational constraints of hydroelectric reservoirs used for simulating the electricity market;

- Progress of new power plants coming into operation;

- Technical parameters and operational constraints of transmission networks;

- Schedule of electricity import/export;

- Maintenance and repair schedule for the next year of power plants, transmission networks and major gas supply sources;

- Forecasted load for each trading cycle of bulk purchasing units;

- Operational constraints of BOT power plants, power plants with minimum generation volume constraints or fuel consumption constraints allowed by competent state management agencies to transfer fuel consumption obligations in fuel supply contracts to electricity purchase and sale contracts;

- Operational constraints to ensure power supply security and minimum configuration to ensure safe operation of the transmission network.

3. Information about the next year's market operation plan shall only be published for directly trading generating units owning power plants directly related to such information (except for Vietnam Electricity Corporation), including:

a) Total expected generation volume of the power plant in the market simulation for each month;

b) Water value of hydroelectric plants;

c) Data on variable costs of thermal power plants used in the calculation of market simulation.

Section 2
MONTHLY OPERATION PLAN

Article 32. Load Forecasting for Next Month's Operation Plan

1. The system operator and electricity market entity shall be responsible for load forecasting to serve the preparation of next month's operation plan in accordance with the method prescribed in the Transmission System Regulations issued by the Ministry of Industry and Trade. The load forecasting data for preparing next month's operation plan shall include:

a) The total national power system load demand and load demand of each northern, central, and southern region for the entire month and each trading cycle within the month;

b) Load profile diagrams of typical days in each northern, central, and southern region and the entire national power system for the month.

2. Before the 20th day of each month, the bulk electricity purchaser shall be responsible for forecasting the load for each trading cycle of the following month and submitting it to the system operator and electricity market entity to serve the preparation of next month's operation plan.

Article 33. Calculation of Water Value

The system operator and electricity market entity shall be responsible for calculating the water value for each week of the upcoming month. The results of the water value calculation will be used to prepare the next month's operation plan, including:

1. The expected output of multi-purpose strategic hydropower plants.

2. The water value of hydropower plants in cascaded hydropower groups.

3. The water value of hydropower plants with reservoirs regulating for two days or more.

4. The optimal water level each week in the month for hydropower plants with reservoirs regulating for two days or more.

Article 34. Classification of Base, Shoulder, and Peak Plants for the Upcoming Month

1. The system operator and electricity market entity shall be responsible for using a market simulation model to determine the average monthly load factor of power generation plants for the upcoming month.

2. Based on the average monthly load factor from the simulation results, the system operator and electricity market entity shall be responsible for classifying base, shoulder, and peak plants for the upcoming month into three groups as follows:

a) The base plant group includes power generation plants with an average monthly load factor of 70% or higher.

b) The shoulder plant group includes power generation plants with an average monthly load factor greater than 25% and less than 70%.

c) The peak plant group includes power generation plants with an average monthly load factor of 25% or lower.

Article 35. Adjustment of Price Cap for Thermal Power Plant Bids

1. The system operator and electricity market entity shall be responsible for calculating and adjusting the price cap for thermal power plant bids for the upcoming month according to the method stipulated in Article 23 of this Circular, taking into account factors affecting the variable price of month M as agreed upon in the power purchase and sale contracts and based on:

a) The fuel price for the upcoming month and subsequent months is determined as follows:

- The fuel price in the calculation of the data for the next month's operation plan (M+1) is determined based on:

+ The fuel price applicable for the upcoming month published or directed by the competent authority;

+ The fuel price applicable for the upcoming month as stipulated in the power purchase and sale contract, fuel purchase contract. In cases where the fuel price depends on the fuel procurement plan and/or fuel price indices, the power generation unit and fuel supplier shall be responsible for providing the electricity buyer with the fuel supply plan and/or fuel price indices for consideration in determining the forecasted fuel price for the upcoming month and subsequent months.

+ The fuel price based on the most recent electricity payment statement before the time of providing the data for the next month's operation plan.

- The fuel price in the calculation of the data for the remaining months' operation plans in the year (month M+2 to the end of the year) is determined based on:

+ If there are forecasts of fuel prices for months M+2 to the end of the year issued by the competent authority or reputable consulting units, the fuel prices of power plants will be calculated based on these forecasts and the provisions of the fuel purchase contract.

+ If there are no fuel price forecasts, the fuel price used in the calculation of the data for the next month's operation plan will be used.

+ The quantity of various types of fuel is calculated based on the most recently updated fuel supply plan for months M+2 to the end of the year provided by the power generation unit and fuel supplier.

b) The electricity buyer shall be responsible for providing and updating changes in the variable price (including fuel transportation costs) for the upcoming month and the remaining months of the year for thermal power plants to the system operator and electricity market entity;

c) The classification results of thermal power plants for the upcoming month as stipulated in Article 34 of this Circular.

2. The system operator and electricity market entity shall be responsible for publishing the input data and the results of the price cap for thermal power plant bids for the upcoming month.

Article 36. Secondary Frequency Control Service in the Monthly Operation Plan

1. The entity operating the power system and electricity market shall be responsible for determining the demand for secondary frequency control service of the power system in the upcoming month in accordance with the Transmission System Regulation issued by the Ministry of Industry and Trade.

2. The entity operating the power system and electricity market shall be responsible for establishing and publishing a list of generating units that meet the conditions to provide secondary frequency control service in the upcoming month in accordance with the Transmission System Regulation issued by the Ministry of Industry and Trade.

Article 37. Adjustment of Monthly Contract Volume for Power Plants with Electricity Purchase and Sale Contracts with Vietnam Electricity Corporation

1. The monthly contract volume of power plants may be adjusted if the maintenance schedule of the plant in month M+1 changes from the operation plan used to calculate the contract volume due to:

a) Requirements of the entity operating the power system and electricity market to ensure power system security not due to reasons of the plant;

b) Requirements of competent state authorities and agreed upon by the entity operating the power system and electricity market based on actual operational conditions of the system.

2. The entity operating the power system and electricity market shall be responsible for adjusting the monthly contract volume in cases stipulated in Clause 1 of this Article according to the following principle: Shifting between months the corresponding monthly contract volume portion affected by the shifted maintenance period, ensuring the total monthly contract volume remains unchanged according to the guidance on the Calculation and Settlement Process in the Electricity Market in Appendix III of this Circular on the Calculation and Settlement Process in the Electricity Market.

3. In case the approved available capacity of the power plant in month M+1 does not guarantee the monthly contract volume, the monthly contract volume will be adjusted to match the available capacity of that month. The power generation unit shall be responsible for providing information on the fuel supply plan (confirmed by the fuel supplier) for thermal power plants in the upcoming month before the 20th day of month M to serve as the basis for calculating and preparing the next month's operation plan and considering adjustments to the contract volume if necessary.

4. In case of significant fluctuations (over 20%) in input fuel prices or unforeseeable events (storms, floods, earthquakes, etc.) affecting normal power system operations (load shedding or loss of a large amount of load, impact on transmission capacity between regions, affecting the normal operation of a large number of power plants, implementing spillage of hydropower reservoirs at the request of competent state authorities), the entity operating the power system and electricity market shall be responsible for updating data, recalculating the remaining months' operation plans in the quarter, reporting to the Electricity Regulatory Authority for consideration and implementation of contract volume adjustments.

Article 38. Determination of Contract Volumes for Each Trading Cycle for Power Plants with Electricity Purchase and Sale Contracts with Vietnam Electricity Corporation

The entity operating the power system and electricity market shall be responsible for determining the monthly contract volume and the contract volume for each trading cycle for power plants directly signing contracts with Vietnam Electricity Corporation in the upcoming month according to the following steps:

1. The monthly contract volume of coal-fired thermal power plants is determined quarterly, while that of gas turbine power plants is determined every six months, specifically as follows:

Article 24_of^{Briefly describe technical improvements, production processes, raw materials, designs; new technology applications such as automation, digitalization, clean technology; management, marketing, distribution solutions; products winning awards or certifications related to innovation…):…} = Max {Qc_tt^{Briefly describe technical improvements, production processes, raw materials, designs; new technology applications such as automation, digitalization, clean technology; management, marketing, distribution solutions; products winning awards or certifications related to innovation…):…}; α × Q_dk^{Briefly describe technical improvements, production processes, raw materials, designs; new technology applications such as automation, digitalization, clean technology; management, marketing, distribution solutions; products winning awards or certifications related to innovation…):…}}

Where:

: Monthly contract volume of the power plant (kWh);

: Monthly planned volume of coal-fired thermal power plants  according to the updated system operation mode at the beginning of each quarter (January, April, July, and October) or of gas turbine power plants according to the system operation mode in January and July, converted to the delivery point (kWh);

Qc_tt^{Briefly describe technical improvements, production processes, raw materials, designs; new technology applications such as automation, digitalization, clean technology; management, marketing, distribution solutions; products winning awards or certifications related to innovation…):…}: Minimum monthly contract volume of the power plant (kWh) determined in accordance with Clause 2, Article 28 of this Circular.

: Ratio of electricity volume paid at the contract price applied for year N (%).

2. The monthly contract volume of hydropower plants with regulation reservoirs of two days or more is determined as follows:

Article 24_of^{Briefly describe technical improvements, production processes, raw materials, designs; new technology applications such as automation, digitalization, clean technology; management, marketing, distribution solutions; products winning awards or certifications related to innovation…):…} = α × Q_dk^{Briefly describe technical improvements, production processes, raw materials, designs; new technology applications such as automation, digitalization, clean technology; management, marketing, distribution solutions; products winning awards or certifications related to innovation…):…}

Where:

: Monthly contract volume of the power plant (kWh);

: Planned volume according to the updated system operation mode for the upcoming month of the power plant, converted to the delivery point (kWh);

: Ratio of electricity volume paid at the contract price applied for year N (%).

3. Using a market simulation model to determine the expected volume for each trading cycle in the month of the power plant according to the constrained scheduling method to determine the contract volume for each trading cycle according to the following formula:

 

Where:

international: Trading cycle i in the month;

I: Total number of trading cycles in the month;

: Contract volume of the power plant in trading cycle i (kWh);

: Expected generation volume of the power plant in trading cycle i determined from the market simulation model using the constrained scheduling method (kWh);

: Monthly contract volume of the power plant determined in accordance with Articles 28, 37 of this Circular and Clauses 1 and 2 of this Article (kWh).

4. If the contract volume of the power plant in trading cycle i exceeds the maximum generation volume of the power plant, the contract volume in that trading cycle will be adjusted to the maximum generation volume of the power plant. The maximum generation volume of the power plant in the trading cycle corresponds to the volume in a trading cycle calculated based on the announced capacity in the default bid sent by the power generation unit to the entity operating the power system and electricity market in accordance with Article 50 of this Circular.

5. In the case where the contract output of the thermal power plant during the trading cycle is greater than 0 MWh but less than the output corresponding to the lowest stable generation capacity of the power plant during the trading cycle, the contract output for that trading cycle shall be adjusted to the output corresponding to the lowest stable generation capacity of the power plant. The lowest stable generation capacity of the power plant is determined based on the lowest stable generation capacity of one unit of the power plant scheduled to be mobilized in the electricity market simulation model of that cycle.

In the case where the contract output of the small hydropower plant is lower than the output corresponding to the lowest stable generation capacity, it may be adjusted to 0 MW or to the output corresponding to the lowest stable generation capacity.

6. The system operator and electricity market entity shall be responsible for allocating the total output difference resulting from the adjustment of contract outputs as stipulated in Clause 4 and Clause 5 of this Article to other trading cycles within the month on the principle of ensuring that the monthly contract output remains unchanged.

7. The system operator and electricity market entity shall be responsible for publishing through the Electricity Market Information Portal the input data and calculation results of the preliminary monthly contract output for electricity purchasing units and direct trading power generation units at least five days before the last day of Month M. Purchasing units and power generation units shall be responsible for coordinating with the system operator and electricity market entity to complete the verification of discrepancies in the calculation results of the contract output for each trading cycle in Month M at least three days before the last day of Month M. The system operator and electricity market entity shall be responsible for sending the calculation results of the formal contract output for each trading cycle in Month M to the purchasing units and direct trading power generation units at least three days before the last day of Month M.

8. Purchasing units and direct trading power generation units shall be responsible for signing to confirm the monthly contract output adjusted according to Article 39 of this Circular and the contract output for each trading cycle based on the calculation results of the system operator and electricity market entity.

Article 39. Adjustment of Contract Outputs for Each Trading Cycle of Power Plants with Electricity Purchase and Sale Contracts with Vietnam Electricity Corporation

1. Cases for adjusting the contract outputs of thermal power plants

a) In the event of a boiler failure in a multi-boiler coal-fired thermal power unit or an unexpected shutdown or repair (repairs not included in the calculation of the contract output for each trading cycle) of the power plant;

b) In the event of a prolonged repair period of a boiler in a multi-boiler coal-fired thermal power unit or a unit of the power plant beyond the approved schedule and included in the calculation of the contract output for each trading cycle;

c) In the event of an announcement of information regarding a shortage of natural gas fuel as stipulated in Clause 7 of Article 53 of this Circular;

d) In the event of a fuel shortage at a coal-fired thermal power plant leading to the total energy output corresponding to the declared capacity in the upcoming cycle bids being lower than the total contract output of the plant on the operating day;

đ) In the event of a thermal power plant having a startup time from the start of the startup process to grid synchronization exceeding two hours compared to the startup time specified in the electricity purchase and sale contract.

2. In cases where there is sufficient basis to confirm the situation stipulated in point a of Clause 1 of this Article, the following principles shall be applied to adjust the contract output for each trading cycle:

a) If the duration of the incident is less than or equal to 72 hours: No adjustment of the contract output of the power plant;

b) If the duration of the incident exceeds 72 hours

- During the period from the time of the incident to the end of the 72-hour phase: Maintain the contract output already allocated to the power plant;

- During the period from the first trading cycle after the end of the 72-hour phase until the unit repairs the incident and becomes available:

+ If the actual generation output at the delivery point of the plant is less than the contract output of the plant during this period: Adjust the contract output for each trading cycle to the actual generation output at the delivery point of the power plant;

+ If the actual generation output at the delivery point of the power plant is greater than or equal to the contract output of the power plant during this period: No adjustment of the contract output of the power plant.

c) If the generating unit has been approved for an unexpected repair schedule, then during the trading cycles when the unit is under unplanned repair, the following adjustment principle shall apply:

+ If the actual generation output at the delivery point of the plant is less than the contract output of the plant during this period: Adjust the contract output for each trading cycle to the actual generation output at the delivery point of the power plant;

+ If the actual generation output at the delivery point of the power plant is greater than or equal to the contract output of the power plant during this period: No adjustment of the contract output of the power plant.

3. In cases where there is sufficient basis to confirm the situation stipulated in point b of Clause 1 of this Article, the contract output for the trading cycle shall be adjusted according to the following principle:

During extended repair periods, if there is a cycle where the actual generation output at the delivery point of the plant is less than the contract output of the plant, the contract output for those cycles shall be adjusted to the actual generation output at the delivery point of the power plant.

4. For the situations stipulated in points c, d, and đ of Clause 1 of this Article, the contract output of gas turbine plants and coal-fired thermal power plants in each trading cycle shall be adjusted according to the principle that if there is a cycle where the actual generation output at the delivery point of the plant is less than the contract output of the plant, the contract output for those cycles shall be adjusted to the actual generation output at the delivery point of the power plant.

5. Direct trading power generation units shall be responsible for coordinating with the system operator and electricity market entity to confirm the events stipulated in Clause 1 of this Article and send them to the purchasing units and direct trading power generation units as the basis for adjusting the contract output for each trading cycle of the power plant. In the case of confirming a boiler failure in a multi-boiler coal-fired thermal power unit:

a) In case there is sufficient data from the distributed control system (DCS system) or other equivalent control systems for this event: Confirm the event based on these data.

b) In case there is no data from the distributed control system (DCS system) or other equivalent control systems: Use information and data from other data sources for each specific case according to the guidance on the calculation procedures in the electricity market set out in Appendix III of this Circular to confirm the event.

6. The electricity purchasing entity and the direct trading power generation entity shall be responsible for re-signing to confirm the adjusted monthly contract volume of the power plant as stipulated in Clause 1, Clause 2, and Clause 3 of this Article.

Article 40. Determination of the contract volume for each trading cycle of power plants with electricity purchase and sale contracts with bulk purchasing entities, and power plants with electricity purchase and sale contracts with Vietnam Electricity Corporation, and allocation to bulk purchasing entities.

1. For power plants with electricity purchase and sale contracts with bulk purchasing entities:

a) Determine the contract volume within each trading cycle of the power plant as follows:

- Implement the determination of the monthly contract volume of the power plant according to the provisions of Clause 1 of Article 38 of this Circular;

- Determine and adjust the contract volume for each trading cycle of the power plant according to Clause 3 of Article 38 and Article 39 of this Circular.

b) The contract volume for each trading cycle of the bulk purchasing entity with power plants having electricity purchase and sale contracts with bulk purchasing entities

The system operator and electricity market operator shall be responsible for calculating according to the following formula:

 

Where:

international: Trading cycle i in the month;

: Contract volume of bulk purchasing entity l with power plant g in trading cycle i (kWh);

: Contract volume of power plant g in trading cycle i determined and adjusted according to the provisions of point a of this clause (kWh);

: Forecasted upstream energy exchange volume of bulk purchasing entity l in trading cycle i (kWh);

L: Total number of bulk power purchasing units.

2. For power plants with electricity purchase and sale contracts with Vietnam Electricity Corporation and allocated to bulk purchasing entities

a) Determine the contract volume within each trading cycle of the power plant with Vietnam Electricity Corporation as follows:

- Adjust the monthly contract volume of the power plant according to the provisions of Clause 1 of Article 38 of this Circular;

- Determine and adjust the contract volume for each trading cycle of the power plant according to Clause 3 of Article 38 and Article 39 of this Circular.

b) The contract volume for each trading cycle allocated from Vietnam Electricity Corporation to bulk purchasing entities

The system operator and electricity market operator shall be responsible for calculating according to the following procedure:

- Determine the monthly contract volume allocated from Vietnam Electricity Corporation to bulk purchasing entities according to the following formula:

 

Where:

L: Total number of bulk purchasing entities;

Article 24_of(l,M): Monthly contract volume M allocated from Vietnam Electricity Corporation to bulk purchasing entity l (kWh);

: Monthly contract volume of power plant g with Vietnam Electricity Corporation determined in the monthly electricity market operation plan according to the provisions of Article 38 of this Circular (kWh);

Article 24_ptdk(l,M): Forecasted upstream volume of bulk purchasing entity l in month M (kWh).

- The contract volume for each trading cycle allocated from Vietnam Electricity Corporation to bulk purchasing entities is determined according to the following formula:

 

Where:

international: Trading cycle i in the month;

I: Total number of trading cycles in a month;

Article 24_of(l,i): Contract volume in trading cycle i allocated from Vietnam Electricity Corporation to bulk purchasing entity l (kWh);

Article 24_of(l,M): Monthly contract volume M allocated from Vietnam Electricity Corporation to bulk purchasing entity l (kWh);

Article 24_ptdk(l,i): Forecasted upstream volume of bulk purchasing entity l in trading cycle i (kWh).

Section 3
WEEKLY OPERATION PLAN

Article 41. Value of Water for the Upcoming Week

1. The entity operating the power system and electricity market shall be responsible for updating forecast load data, hydrological data, and other relevant data to calculate the value of water for the upcoming week.

2. The entity operating the power system and electricity market shall be responsible for updating information, recalculating the value of water for the upcoming week, and announcing the following results:

a) The anticipated electricity market price for each cycle of the upcoming week applicable to power generation units and power purchasing units;

b) The value of water and expected production volume for each trading cycle of multi-purpose strategic hydropower plants;

c) The value of water for groups of cascaded hydropower plants and hydropower plants with reservoirs capable of regulating for two days or more;

d) The expected production volume for each trading cycle of hydropower plants with reservoirs capable of regulating for less than two days;

đ) The weekly water level limit for hydropower reservoirs capable of regulating for two days or more according to the regulations on mid-term and short-term power system security assessment as stipulated in the Transmission System Regulation issued by the Ministry of Industry and Trade.

Article 42. Ceiling Bid Price of Hydropower Plants

1. Except in cases provided for in Clause 3 of this Article, the ceiling bid price of hydropower plants with reservoirs capable of regulating for two days or more shall be determined based on the announced value of water for the upcoming week of that plant as prescribed in Article 41 of this Circular, specifically as follows:

a) The ceiling bid price equals the largest value of:

- 120% of the value of water of the hydropower plant;

- The average of the ceiling bid prices of thermal power units participating in the electricity market in the monthly operation plan.

b) Monthly, the entity operating the power system and electricity market shall be responsible for announcing the average of the ceiling bid prices of thermal power units for the upcoming month to hydropower plants at the same time as the announcement of the ceiling bid price of thermal power units for the upcoming month.

2. Ceiling Bid Price of Hydropower Plants in Special Cases

a) The ceiling bid price of hydropower plants in the cases specified in Points b and c of this Clause shall be determined according to the following formula:

"5. The pre-tax weighted average cost of capital i (%) is determined according to the formula below:_tr = 1.2 × max (P_gtn ; P_DOmax)

Where:

"5. The pre-tax weighted average cost of capital i (%) is determined according to the formula below:_tr: Ceiling bid price of hydropower plants applied in special cases (VND/kWh);

"5. The pre-tax weighted average cost of capital i (%) is determined according to the formula below:_gtn: Value of water of the hydropower plant (VND/kWh);

"5. The pre-tax weighted average cost of capital i (%) is determined according to the formula below:_DOmax: Variable cost of the most expensive diesel thermal power unit in the power system (VND/kWh).

b) In case the reservoir of the hydropower plant is lower than the weekly water level limit for the first week: The ceiling bid price of this hydropower plant for the next week shall be determined according to the provisions of Point a of this Clause. Once it ensures not being lower than the weekly water level limit, the plant will continue to apply the ceiling bid price according to the provisions of Clause 1 or Clause 2 of this Article from the third day of the next week. Monthly, the entity operating the power system and electricity market shall be responsible for announcing the variable cost of the most expensive diesel thermal power unit in the power system.

c) In case the hydropower plant located in a region with reserve capacity lower than 5% as announced according to the regulations on mid-term and short-term power system security assessment in the Circular on Transmission System Regulations issued by the Ministry of Industry and Trade: The ceiling bid price of hydropower plants in this region during the evaluation period shall be determined according to the provisions of Point a of this Clause. When the reserve capacity of the region is equal to or higher than 5%, hydropower plants in this region will continue to apply the ceiling bid price according to the provisions of Clause 1 and Clause 2 of this Article.

4. Weekly, the entity operating the power system and electricity market shall be responsible for:

a) Calculating the ceiling bid price of hydropower units of hydropower plants participating in the electricity market according to the provisions of Clause 1 and Clause 2 of this Article;

b) Announcing the calculation results of the ceiling bid price of each hydropower unit of hydropower plants participating in the electricity market applicable for the upcoming week and input parameters including: Value of water, variable cost of the most expensive diesel thermal power unit in the power system, average of the ceiling bid prices of thermal power units participating in the electricity market in the monthly operation plan.

5. Hydropower plants directly participating in the electricity market shall be responsible for:

a) Submitting bids in compliance with the ceiling bid price and floor bid price regulations;

b) Meeting requirements regarding downstream water usage constraints and other hydrological constraints.

Article 43. Secondary Frequency Control Service in the Next Week's Operation Plan

1. The entity operating the power system and electricity market shall be responsible for determining the secondary frequency control service needs of the power system for the next week in accordance with the provisions of the Power Transmission System Regulation issued by the Ministry of Industry and Trade.

2. The entity operating the power system and electricity market shall be responsible for selecting, establishing, and publishing a list of generating units expected to provide the secondary frequency control service for the next week. The selected generating units shall be responsible for providing the secondary frequency control service according to the requirements of the entity operating the power system and electricity market.

3. The entity operating the power system and electricity market shall be responsible for developing the next week's operation plan ensuring constraints on the secondary frequency control service.

Chapter V
ELECTRICITY MARKET OPERATIONS

Section 1
ELECTRICITY MARKET OPERATIONS FOR THE NEXT DAY

Article 44. Information for Electricity Market Operations for the Next Day

Before 10:00 on day D-1, the entity operating the power system and electricity market shall be responsible for determining, calculating, and publishing the following information:

1. The load forecast chart for day D of the entire national power system and each region of North, Central, and South.

2. The expected generation capacity (or forecast) during each trading cycle of the next day for power plants specified in Clause 3, Article 4 of this Circular, rooftop solar power plants, and power plants not directly bidding into the electricity market, taking into account fuel consumption obligations, electricity production of BOT power plants provided by Vietnam Electricity Corporation to the entity operating the power system and electricity market, and fuel consumption obligations of power plants with written permission from competent state management authorities to transfer fuel consumption obligations in fuel supply contracts to power purchase contracts.

3. The expected generation capacity during each trading cycle of the next day for power plants undergoing testing for commercial operation recognition.

4. The expected generation capacity (or forecast) during each trading cycle of the next day for power plants specified in Article 11 of this Circular.

5. The total gas volume expected for the next day of combined-cycle power plants using a shared gas source.

6. Short-term system security assessment results for day D in accordance with the provisions of the Power Transmission System Regulation issued by the Ministry of Industry and Trade.

7. The expected generation capacity of hydropower plants with reservoir regulation under two days during each trading cycle of the next day.

8. The system's secondary frequency control reserve service needs during each trading cycle of the next day.

9. Technical constraints in power generation and grid operations.

10. Interventions by the entity operating the power system and electricity market to ensure system security.

11. Adjustments and interventions to power plant bidding prices carried out by the entity operating the power system and electricity market in accordance with regulations.

Article 45. Bidding Prices

1. Bidding prices shall comply with the following principles:

a) Comprising ten pairs of bid prices (VND/kWh) and capacities (MW) for each unit for each trading cycle of day D;

b) The capacity in the bid is the capacity at the generator terminal;

c) The capacity bid for subsequent bid ranges must not be lower than the capacity of the preceding bid range. The minimum bid increment is three MW;

d) Information about technical specifications of the unit, including:

- The announced capacity of the unit for day D;

- The lowest stable generation capacity of the unit;

- The maximum rate of increase and decrease in capacity of the unit;

- Technical constraints when operating multiple units simultaneously;

- Fuel status of thermal power plants;

- Spill status of hydropower reservoirs;

đ) The announced capacity of the unit in the day D bid must not be lower than the capacity announced on day D-2 as stipulated in the mid-term and short-term system security assessment regulations in the Power Transmission System Regulation issued by the Ministry of Industry and Trade, except in cases of emergency maintenance (emergency maintenance must be approved), unforeseeable technical incidents, or reduced capacity due to low water levels for hydropower plants. The plant must update the announced capacity when reducing available capacity. In the case of updating the start-up bid for a thermal power plant, the announced capacity corresponds to normal operation availability;

e) Under normal conditions, the first capacity bid range in the bidding price of thermal power plants must equal the lowest stable generation capacity of the unit. The last capacity bid range must equal the announced capacity. For thermal power plants in the process of starting up or shutting down, the bid price for the upcoming trading cycle can be updated with a lower capacity than the lowest stable generation capacity;

g) Hydropower plants may bid the first capacity range in each trading cycle at zero MW. For hydropower plants capable of regulating more than two days, the last capacity bid range must equal the announced capacity. If the hydropower reservoir has reached its dead water level, the plant is allowed to adjust the announced capacity to zero MW;

h) The unit of bid price is VND/kWh, with the smallest decimal being 0.1;

i) Bid prices must be within the range of the floor and ceiling prices of the unit and must not decrease with increasing bid capacity.

2. Special bidding situations

a) Bids from hydropower plants with reservoir regulation under two days are defined as follows:

- Bid prices for all capacity bid ranges are zero VND/kWh;

- Capacity bids equal the expected generation capacity of the unit during the trading cycle. Owners of hydropower plants with reservoir regulation under two days may submit revised bids to increase capacity based on actual hydrological conditions of the plant;

- Hydropower plants with reservoir regulation under two days may submit revised capacity bids for the upcoming trading cycle based on actual hydrological conditions of the plant.

b) The bid of the hydropower plant has two consecutive weeks with water levels below the limit level, the hydropower plant has one week with water levels below the limit level and the reserve power ratio of the region for that week is less than 5%; the hydropower plant has one week with water levels below the limit level and below the minimum water level (lower boundary) of the inter-reservoir operation process:

- The floor price for the corresponding output volume based on the lower value between the downstream water flow requirement according to the competent state agency's request and the inter-reservoir or single reservoir operation process;

- The ceiling price for the remaining output volume. The ceiling price bid applies similarly to hydropower plants with two consecutive weeks below the weekly water level limit.

c) The bid of the hydropower plant with one week below the weekly water level limit and below the minimum water level (lower boundary) of the inter-reservoir operation process shall be implemented by the bidding unit according to the following principles:

- The floor price for the corresponding output volume based on the lower value between the downstream water flow requirement according to the competent state agency's request and the inter-reservoir or single reservoir operation process;

- The ceiling price for the remaining output volume.

- The ceiling price bid applies:

 

Where:

: the minimum water level (lower boundary) of the hydropower plant's reservoir i according to the inter-reservoir operation process (unit: m);

: the water level of the hydropower plant's reservoir i at 24 hours on Sunday (unit: m).

d) The bid of the thermal power plant during startup and shutdown processes: The bid capacity is lower than the lowest stable generation capacity, the bid capacity is equal for all 10 pairs of bid prices;

đ) The bid price of renewable energy power plants other than hydropower plants:

- The bid price is 0 VND/kWh for the entire bid capacity;

- The bid capacity equals the forecasted capacity of the power plant. The power generation unit is responsible for sending the forecasted capacity announcement of the power plant for each trading cycle of the day to the System Operation Unit and Electricity Market and comply with the forecast regulations for capacity and electricity generation from renewable energy sources as stipulated in the Capacity and Electricity Generation Forecasting Process for Renewable Energy Sources.

- Based on the forecasted capacity data provided by the power generation unit, the System Operation Unit and Electricity Market are responsible for comparing and cross-referencing with the forecasted capacity values from independent forecasting sources and implementing scheduling of power plants equally with self-controlled effective capacity sources as specified in the Circular regulating the national power system dispatching process and ensuring compliance with the regulations on the transmission and distribution power systems issued by the Ministry of Industry and Trade. In case of overload or excess capacity, mobilization will be carried out in the order prescribed in Article 17 of this Circular.

Article 46. Amending Bid Prices

1. Cases for amending bid prices

The amended bid price of the Bidding Unit shall be applied in the following cases:

a) Thermal power units in the process of starting up, grid connection, or shutting down: The Bidding Unit for thermal power units may amend and increase or decrease the capacity and resubmit the bid price for the thermal power unit;

b) Thermal power units grid-connected earlier than required by the System Operation Unit and Electricity Market: The Bidding Unit may amend and increase the announced capacity and resubmit the bid price for the thermal power unit;

c) Power generation units experiencing accidents leading to shutdown or reduction in available capacity or unplanned maintenance approved by the System Operation Unit and Electricity Market according to the Transmission Power System Regulations issued by the Ministry of Industry and Trade: The Bidding Unit may amend and reduce the announced capacity and resubmit the bid price for the power generation unit;

d) Hydropower plants with reservoir regulation under two days: The Bidding Unit may submit an amended bid price consistent with actual operational conditions (in cases where water inflow into the reservoir increases, requiring discharge or the reservoir water level reaches the dead water level);

đ) Hydropower plants with reservoir regulation for two days or more, the Bidding Unit may amend the bid price in the following cases:

- The hydropower plant must postpone or delay maintenance schedules according to the requirements of the System Operation Unit and Electricity Market or complete maintenance earlier than planned, putting the unit into reserve at a different time than expected;

- Downstream water supply requirements or reservoir operation orders by the competent state agency are determined in writing after 11:30 AM on D-1 (the end of the bid submission period for day D as stipulated in Clause 1, Article 48 of this Circular);

- Hydropower plants must perform regulated discharge (excluding environmental flow discharge) or the reservoir water level of the hydropower plant is below the level specified in the reservoir operation process or reaches the spillway threshold;

- The hydropower plant cannot meet the downstream water supply requirements on day D due to unit failure at the power plant on day D;

- The hydropower plant cannot meet the downstream water supply requirements on day D due to insufficient mobilization of bids with floor prices in previous cycles to provide downstream water supply;

- The reservoir water level is below the dead water level and there is no possibility of operating the unit.

e) Renewable energy power plants other than hydropower plants directly participating in the electricity market: can update capacity according to the selected forecast capacity by the System Operation Unit and Electricity Market.

2. Principles for amending bid prices

a) For the cases stipulated in points a, b, and c of Clause 1 of this Article:

- The amended bid price shall not change the bid price compared to the bid price of the unit for the upcoming day;

- In the case stipulated in point a of Clause 1 of this Article: All bid capacity ranges in the amended bid price of the thermal power unit must be equal and equal to the expected generation capacity during the grid connection or shutdown process;

- In the case provided for in point b, Clause 1 of this Article: The modified bid price shall not change the capacity at levels less than or equal to the announced capacity for the upcoming trading cycle unless technical requirements of the bid cannot be met. An increase in capacity for earlier operating cycles on day D for thermal power plants connected to the grid is considered a valid bid price for the nearest cycle with an announced capacity greater than 0 (zero) MW of that plant.

b) For cases provided for in point đ, Clause 1 of this Article

- The power generation unit may only change the capacity level within the bidding bands of the next-day bid price;

- The power generation unit shall submit the modified bid price for the remaining trading cycles of day D to the System Operator and Electricity Market (through the information technology system serving market operation), along with the reasons and necessary information and data for the System Operator and Electricity Market to consider and approve the use of the modified bid price;

- The modified bid price must comply with the provisions of Article 45 of this Circular.

3. The bidder who modifies and resubmits the next-day bid price or for the remaining trading cycles on day D to the System Operator and Electricity Market must do so at least 30 minutes before the trading cycle with the changed bid price.

4. After receiving the modified bid price from the bidder, the System Operator and Electricity Market shall, based on the actual situation of the power system, check and confirm the validity of the modified bid price:

a) If the modified bid price is invalid, the System Operator and Electricity Market shall notify the power generation unit of the reasons;

b) If the modified bid price is valid

- For modified bid prices increasing capacity (except for the cases provided for in points d and đ, Clause 1 of this Article): The System Operator and Electricity Market shall be responsible for using this modified bid price in market operation when the next-day schedule, upcoming trading cycle has a warning of insufficient capacity or in other necessary situations to ensure electricity supply security.

- For the remaining cases: The System Operator and Electricity Market shall be responsible for using this modified bid price during the market operation process.

Article 47. Bidding for a Group of Cascade Hydroelectric Power Plants

1. A group of cascade hydroelectric power plants shall be responsible for bidding according to a single joint bid and comply with the bidding price limits as stipulated in Clause 3 of Article 14 of this Circular.

2. Hydroelectric power plants within a group of cascade hydroelectric power plants shall be responsible for negotiating and agreeing on a representative entity to bid. The representative entity bidding for the group of cascade hydroelectric power plants shall submit a registration document accompanied by an agreement document among the power plants in the group to the System Operator and Electricity Market.

3. The representative entity bidding shall be responsible for complying with bidding regulations for all power plants within the group of cascade hydroelectric power plants.

4. In the event that a consensus cannot be reached on a representative entity to bid for the group of cascade hydroelectric power plants, the power generation units shall independently submit their bids.

The water value of a group of cascade hydroelectric power plants is the water value of the largest reservoir in the cascade. The System Operator and Electricity Market shall be responsible for determining the hydroelectric reservoir used to calculate the water value for the group of cascade hydroelectric power plants together with classifying the hydroelectric power plants as stipulated in Article 19 of this Circular.

5. In the case where a group of cascade hydroelectric power plants includes a multi-purpose strategic hydroelectric power plant

a) The System Operator and Electricity Market shall be responsible for announcing the production volume for each trading cycle in the upcoming week for each power plant in the group of cascade hydroelectric power plants as stipulated in Clause 2 of Article 41 of this Circular;

b) When the announced production volume of the multi-purpose hydroelectric power plant in the group is adjusted according to Article 58 of this Circular, the System Operator and Electricity Market shall be responsible for adjusting the announced production volume of the hydroelectric power plants downstream accordingly.

Article 48. Submission of Bids

1. Before 11:30 on day D-1, the bidding entity shall be responsible for submitting the bid for day D.

2. The bidding entities shall submit their bids through the electricity market information system. In case of technical failure preventing the use of the electricity market information system, the bidding entity shall be responsible for submitting the bid via email to the address specified by the System Operator and Electricity Market Operator.

Article 49. Verification of Bid Validity

1. Before 11:00 on day D-1, the System Operator and Electricity Market Operator shall be responsible for verifying the validity of the bids received from the bidding entities in accordance with Article 48 of this Circular. If multiple bids are submitted by a bidding entity, only the last received bid will be considered.

2. In the event that a bid is found to be invalid, the System Operator and Electricity Market Operator shall notify the bidding entity and request the submission of the final bid before the deadline for bidding.

3. Upon receiving notification from the System Operator and Electricity Market Operator regarding an invalid bid, the bidding entity shall be responsible for amending and resubmitting the bid before the bidding deadline.

Article 50. Scheduling Bid

1. After the bidding deadline, the System Operator and Electricity Market Operator shall verify the validity of the final received bids in accordance with Article 48 of this Circular. The valid final bid shall be used as the scheduling bid for the next day's dispatching plan.

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

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

a) Đối với nhà máy nhiệt điện, bản chào giá mặc định là bản chào giá hợp lệ gần nhất. Trong trường hợp bản chào giá hợp lệ gần nhất không phù hợp với trạng thái vận hành thực tế của tổ máy, bản chào giá mặc định là bản chào giá tương ứng với trạng thái hiện tại và nhiên liệu sử dụng trong bộ bản chào giá mặc định áp dụng cho tháng đó của tổ máy. Trong trường hợp bản chào giá hợp lệ gần nhất không phù hợp với trạng thái vận hành thực tế của tổ máy đồng thời Đơn vị chào giá không nộp bộ bản chào mặc định áp dụng cho tháng tới hoặc bộ bản chào mặc định áp dụng cho tháng tới không phù hợp với trạng thái vận hành thực tế của tổ máy bản chào giá mặc định sẽ được xây dựng dựa trên công suất khả dụng và giá trần bản chào của tổ máy tại thời điểm áp dụng. Đơn vị chào giá có trách nhiệm xây dựng bộ bản chào mặc định áp dụng cho tháng tới của tổ máy nhiệt điện tương ứng với các trạng thái vận hành và nhiên liệu của tổ máy và nộp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 28 hàng tháng;

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

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

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

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

Điều 51. Số liệu sử dụng cho lập lịch huy động ngày tới

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

11. Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện.

12. Các kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

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

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

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

Điều 52. Lập lịch huy động ngày tới

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

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

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

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

2. Lịch huy động ràng buộc, bao gồm:

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

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

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

d) Các thông tin cảnh báo (nếu có);

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

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

Điều 53. Công bố lịch huy động ngày tới

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

1. Công suất huy động dự kiến, bao gồm cả công suất huy động cho dịch vụ dự phòng điều khiển tần số thứ cấp của các tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới. Giá biên từng miền trong từng chu kỳ giao dịch ngày tới.

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

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

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

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

b) Lượng công suất thiếu;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Điều 54. Hoà lưới tổ máy phát điện

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

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

3. Trong quá trình hòa lưới của các tổ máy nhiệt điện, đơn vị phát điện có trách nhiệm cập nhật công suất từng chu kỳ giao dịch vào bản chào giá của tổ máy và gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định tại Điều 46Thông tư này.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3. Các bản chào giá lập lịch của các đơn vị chào giá cho chu kỳ giao dịch tới.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

13. Sản lượng điện nhập khẩu.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2. Phạm vi điều chỉnh sản lượng công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong các trường hợp quy định tại điểm a và điểm b khoản 1 Điều này là ±25% tổng công suất đặt của các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu trong hệ thống điện không bao gồm phần công suất dành cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.

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

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

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

2. Lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp thiếu công suất

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

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

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

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

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

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

- Giảm công suất dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp xuống mức thấp nhất cho phép.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1. Phụ tải dự báo chu kỳ giao dịch tới của toàn hệ thống điện quốc gia và các miền Bắc, Trung, Nam.

2. Lịch huy động các tổ máy phát điện, giá biên các miền Bắc, Trung, Nam trong chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ tiếp theo được lập theo quy định tại Điều 59Thông tư này.

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

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

5. Các thông tin về việc điều chỉnh công suất công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo quy định tại Điều 58Thông tư này.

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

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

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

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

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

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

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

Mục 3
VẬN HÀNH THỜI GIAN THỰC

Điều 61. Điều độ hệ thống điện thời gian thực

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm vận hành hệ thống điện trong thời gian thực căn cứ lịch huy động chu kỳ giao dịch tới đã được công bố và tuân thủ quy định về vận hành hệ thống điện thời gian thực tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành. Trong trường hợp cần thiết, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được can thiệp để đảm bảo yêu cầu dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của hệ thống điện (trừ trường hợp bất khả kháng).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Điều 63. Can thiệp thị trường điện

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

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

b) Không thể đưa ra lịch huy động chu kỳ giao dịch tới tại thời điểm bắt đầu chu kỳ giao dịch.

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

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

b) Đáp ứng được yêu cầu về dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp;

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

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

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

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

- Các lý do phải can thiệp thị trường điện;

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

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

- Các lý do phải can thiệp thị trường điện;

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

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

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

1. Thị trường điện giao ngay tạm ngừng vận hành khi xảy ra một trong các trường hợp sau:

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

b) Do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đề nghị tạm ngừng thị trường điện giao ngay theo một trong các trường hợp sau:

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

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

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

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

2. Bộ Công Thương có trách nhiệm xem xét, quyết định tạm ngừng hoạt động của thị trường điện giao ngay trong các trường hợp quy định tại điểm a và điểm b khoản 1 Điều này và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho các thành viên tham gia thị trường điện về quyết định tạm ngừng thị trường điện giao ngay của Bộ Công Thương.

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

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

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

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

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

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

Điều 65. Khôi phục thị trường điện giao ngay

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

a) Các nguyên nhân dẫn đến tạm ngừng hoạt động của thị trường điện giao ngay đã được khắc phục;

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

2. Bộ Công Thương có trách nhiệm xem xét, quyết định khôi phục thị trường điện giao ngay và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho các thành viên tham gia thị trường điện về quyết định khôi phục thị trường điện giao ngay của Bộ Công Thương.

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

Điều 66. Xử lý điện năng xuất khẩu trong lập lịch huy động

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

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

Điều 67. Xử lý điện năng nhập khẩu trong lập lịch huy động

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

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

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

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

Chương VI
ĐO ĐẾM ĐIỆN NĂNG TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Điều 72. Lưu trữ số liệu đo đếm

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và các đơn vị tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh theo quy định tại Điều 2Thông tư này có trách nhiệm lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và các hồ sơ liên quan trong thời hạn ít nhất là 05 năm.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3. Yêu cầu về thu thập số liệu đo đếm

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

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

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

Điều 74. Kiểm tra số liệu đo đếm

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

a) Bằng tổng các thành phần sau:

- Sản lượng nhận trên lưới điện truyền tải;

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

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

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

b) Trừ đi các thành phần sau:

- Tổng sản lượng giao lên lưới điện truyền tải;

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

Điều 76. Ước tính số liệu đo đếm

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Chương VII
TÍNH TOÁN GIÁ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY

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

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

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

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

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

- Sắp xếp cố định dưới phần nền của biểu đồ phụ tải hệ thống điện các sản lượng phát thực tế của các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện và các nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện nhưng tách ra ngoài thị trường điện trong chu kỳ giao dịch;

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

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

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

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

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

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

Trong đó:

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

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

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

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

1. Trước 9h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá điện năng thị trường, giá công suất thị trường và giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.

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

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

Chương VIII
THANH TOÁN

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

Điều 85. Sản lượng điện năng của nhà máy điện phục vụ thanh toán trong thị trường điện

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

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

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

c) Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu) áp dụng cho các nhà máy điện không phải điện gió và điện mặt trời;

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

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

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

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

 

Trong đó:

i: Chu kỳ giao dịch thứ i;

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

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

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

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

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

ΔQ_i=Qmq_i – Qdd_i

Trong đó:

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

 

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

+ Trường hợp |ΔQi |≤ Ɛ: Qdui = 0

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

Trong đó:

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

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

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

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

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

Qdu_i =

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

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

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

Trường hợp  và ≥ 0:

 

Trường hợp  và < 0:

 

Trường hợp :

Trong đó:

i: Chu kỳ giao dịch thứ i;

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

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

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

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

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

: Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy đấu nối vào vị trí đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh).

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

Trường hợp Qdu > 0:

 

  Trường hợp Qdu ≤ 0:

 

Trong đó:

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

: Thời điểm tổ máy đạt được mức công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ tại thời điểm  (phút). Trường hợp tại thời điểm này công suất của tổ máy phát điện thấp hơn công suất của tổ máy được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i ( ) thì  được xác định là thời điểm tổ máy đạt mức công suất ;

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

: Công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm . Trường hợp công suất này nhỏ hơn mức công suất được xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch ( ) thì công suất này được tính bằng công suất  (MW);

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

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

 

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

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

Trường hợp tổ máy nhiệt điện trong quá trình khởi động hoặc quá trình dừng máy (không phải do sự cố) thì sản lượng điện năng phát tăng thêm của tổ máy phát điện này trong chu kỳ giao dịch bằng 0.

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

 

Trong đó:

: Tổng sản lượng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);

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

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

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

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

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

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

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

Qsmp_i  = Qmq_i – Qbp_i – Qcon_i - Qdu_i

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

Qsmp_i = Qmq_i – Qbp_i – Qcon_i

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

1. Sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường được điều chỉnh trong các trường hợp sau:

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

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

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán điều chỉnh lại các thành phần sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường trong các chu kỳ giao dịch quy định tại Khoản 1 Điều 85Thông tư này căn cứ các thành phần sản lượng sau:

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

b) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmp_i) của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại khoản 5 Điều 85Thông tư này;

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

3. Nguyên tắc điều chỉnh

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

b) Trường hợp quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này, sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường điện được điều chỉnh theo nguyên tắc đảm bảo không được làm thay đổi sản lượng điện năng đo đếm trong chu kỳ giao dịch này và theo quy định về Quy trình tính toán thanh toán trong thị trường điện tại Phụ lục III Thông tư này.

Điều 87. Thanh toán điện năng thị trường

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

Rg = Rsmp + Rbp + Rcon + Rdu

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

: Điện năng phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

Điều 88. Khoản thanh toán theo giá công suất thị trường

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

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

Căn cứ giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố, đơn vị phát điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện và gửi cho đơn vị mua điện theo quy định tại Điều 104Thông tư này trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

Mục 2

THANH TOÁN ĐIỆN NĂNG ÁP DỤNG CHO ĐƠN VỊ MUA ĐIỆN

Điều 90. Tính toán khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch

1.  Sản lượng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại khoản 2Điều 75Thông tư này.

2. Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch được xác định như sau:

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, công bố tỷ lệ mua điện từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện tương ứng của các nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện:

X₁ =

Trong đó:

X₁: Tỷ lệ điện năng mua theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng;

Q_c(g,M): Sản lượng hợp đồng tháng M của nhà máy điện g được tính toán theo quy định tại Điều 38Thông tư này (kWh);

Q_ptdk(l,M): Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn dự báo tháng M do đơn vị mua buôn điện l cung cấp phục vụ lập kế hoạch vận hành tháng tới (kWh);

G: Tổng số nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện;

L: Tổng số đơn vị mua buôn điện.

b) Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo công thức sau:

 

Trong đó:

Q_m1(l,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

  X₁: Tỷ lệ điện năng mua theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố theo quy định tại điểm a khoản này;

Q(l,i): Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này (kWh).

c) Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp được xác định theo công thức sau:

 

Trong đó:

Q_m2(l,g,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g ký hợp đồng trực tiếp (kWh);

Q(l,i): Sản lượng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này (kWh);

X₂(g,i): Tỷ lệ sản lượng điện năng được tính toán theo công thức sau:

 

Trong đó:

Q_mq(g,i): Sản lượng điện năng giao tại điểm giao nhận trong chu kỳ giao dịch i trực tiếp tham gia thị trường điện của nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp với đơn vị mua buôn điện (kWh);

Q(l,i): Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này (kWh);

L: Tổng số đơn vị mua buôn điện;

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

d) Tổng sản lượng điện năng mua từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo công thức sau:

 

Trong đó:

Q_m(l,i): Tổng sản lượng điện năng mua từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

Q_m1(l,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

Q_m2(l,g,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g ký hợp đồng trực tiếp (kWh);

G: Tổng số nhà máy điện ký hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện.

3. Tính toán khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định như sau:

a) Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ được xác định theo công thức sau:

                               C_m1(l,i) = CFMP(i) × Q_m1(l,i)

Trong đó:

C_m1(l,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);

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

Q_m1(l,i): Tổng sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được tính toán theo quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều này (kWh).

b) Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện được xác định theo công thức sau:

                            C_m2(l,g,i) = CFMP(i) × Q_m2(l,g,i)

Trong đó:

g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;

C_m2(l,g,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i cho nhà máy điện g (đồng);

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

Q_m2(l,g,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g được tính toán theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều này (kWh).

c) Tổng chi phí mua điện từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo công thức sau:

 

Trong đó:C_m(l,i): Tổng chi phí mua điện từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

C_m1(l,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);

g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;

G: Tổng số nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;

C_m2(l,g,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g (đồng).

Điều 91. Tính toán khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán

Khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán được xác định như sau:

1. Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được xác định theo công thức sau:

 

Trong đó:

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

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

TC_m1(l,M): Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);

C_m1(l,i): Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng, xác định tại điểm a khoản 3 Điều 90Thông tư này (đồng).

2. Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của Đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán cho nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn điện được xác định theo công thức sau:

 

Trong đó:

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

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

g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn điện;

TCm2(l,g,M): Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của Đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn điện (đồng);

Cm2 (l,g,i): Tổng khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn điện (đồng);

UpliftM(g): Thành phần hiệu chỉnh giá thị trường điện giao ngay áp dụng cho Đơn vị mua buôn điện của nhà máy điện g trong chu kỳ thanh toán M do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán trên cơ sở các số liệu do Đơn vị phát điện cung cấp sau tháng vận hành theo công thức:

                      Uplift_M(g) =

Trong đó:

g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;

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

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

L: Tổng số Đơn vị mua buôn điện;

Rg (M): Tổng các khoản thanh toán điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán M của nhà máy điện g theo bảng kê thanh toán thị trường điện tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phát hành được xác định theo quy định tại Điều 87Thông tư này (đồng);

R^g_can (M): Tổng doanh thu theo giá công suất trong chu kỳ thanh toán M của nhà máy điện g theo bảng kê thanh toán thị trường điện tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phát hành được xác định theo quy định tại Điều 88Thông tư này (đồng);

Cm₂(l,g,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của Đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g được xác định tại điểm b khoản 3 Điều 90Thông tư này (đồng);

Qm₂ (l,g,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của Đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g được xác định theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều 90Thông tư này (kWh).

3. Tổng các khoản chi phí mua điện của đơn vị mua buôn điện theo thị trường điện giao ngay trong chu kỳ thanh toán được xác định theo công thức sau:

 

Trong đó:

TC(l,M): Tổng các khoản chi phí mua điện của đơn vị mua buôn điện l theo thị trường điện giao ngay trong chu kỳ thanh toán M (đồng);

TC_m1(l,M): Khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng, được xác định tại khoản 1 Điều này (đồng);

g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;

G: Tổng số nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;

TC_m2(l,g,M): Khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ nhà máy điện g được xác định tại khoản 2 Điều này (đồng).

Điều 92. Tính toán khoản thanh toán sai khác theo hợp đồng mua bán điện của đơn vị mua buôn điện

Bên bán điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán sai khác theo hợp đồng mua bán điện trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

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

 

Trong đó:

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

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

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

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

Mục 3
THANH TOÁN DỊCH VỤ PHỤ TRỢ VÀ THANH TOÁN KHÁC

Điều 93. Thanh toán cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán cho đơn vị phát điện cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp, bao gồm:     

1. Đối với phần sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện cung cấp dịch vụ điều chỉnh tần số trong chu kỳ giao dịch: Tính toán thanh toán theo quy định tại Điều 87và Điều 88Thông tư này.

2. Khoản thanh toán theo giá công suất CAN cho phần sản lượng tương ứng với phần công suất cung cấp cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp, cụ thể như sau:

R_đt(i) = CAN(i) × Q_đt(i)

Trong đó:

R_đt(i): Khoản thanh toán theo giá công suất CAN cho phần sản lượng tương ứng với phần công suất cung cấp cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

CAN(i): Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

Q_đt(i): Sản lượng tương ứng với phần công suất cung cấp cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của tổ máy trong chu kỳ giao dịch i đã quy đổi về vị trí đo đếm (kWh) và được xác định theo công thức sau:

Q_đt = Max{Min ([Q_cb – Q_mq], Q_đtcb), 0}

Trong đó:

Q_đtcb: Sản lượng tương ứng với công suất cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp công bố cho chu kỳ giao dịch tới của tổ máy được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

Q_cb: Sản lượng tương ứng với công suất công bố của tổ máy trong bản chào lập lịch của tổ máy được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

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

Trường hợp trong chu kỳ giao dịch thực tế, tổ máy không tham gia dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp hoặc tổ máy bị sự cố thì sản lượng tương ứng với phần công suất cung cấp cho dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong chu kỳ đó bằng không (Q_đt = 0);

Điều 94. Thanh toán cho dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện, dịch vụ điều chỉnh điện áp và khởi động đen

Đơn vị cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện (bao gồm vận hành phải phát thường xuyên và nhà máy tuabin khí vận hành chu trình đơn hoặc thiếu nhiên liệu chính phải sử dụng một phần hoặc toàn bộ nhiên liệu phụ theo lệnh của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện), dịch vụ điều chỉnh điện áp và khởi động đen được thanh toán theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 95.  Thanh toán cho nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày

Các khoản thanh cho nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trực tiếp giao dịch trên thị trường điện được tính toán như sau:

1. Các khoản thanh toán theo thị trường điện: Thực hiện theo các quy định tại khoản 2 và khoản 6 Điều 87và Điều 88Thông tư này.

2. Khoản thanh toán sai khác theo hợp đồng mua bán điện

a) Sản lượng hợp đồng mua bán điện trong chu kỳ giao dịch của nhà máy điện này được tính toán theo công thức sau:

Qc(i) = Qhc(i)× α

Trong đó:

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

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

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

- Trường hợp Qdu(i)> 0, Qhc(i) = Qm(i) – Qdu(i);

- Trường hợp Qdu(i) ≤ 0, Qhc(i) = Qm(i).

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

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

b) Khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện được tính toán căn cứ theo sản lượng hợp đồng theo quy định tại điểm a khoản này và theo công thức quy định tại Điều 89Thông tư này.

Điều 96. Thanh toán cho các nhà máy điện năng lượng tái tạo trực tiếp tham gia thị trường điện

1. Nhà máy điện năng lượng tái tạo tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp lựa chọn bán điện trên thị trường điện giao ngay, thanh toán áp dụng theo quy định tại Nghị định số 80/2024/NĐ-CP ngày 03 tháng 7 năm 2024 của Chính phủ.

2. Nhà máy điện năng lượng tái tạo không tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp nhưng lựa chọn trực tiếp tham gia thị trường điện, thanh toán các thành phần:

a) Các khoản thanh toán theo thị trường điện: Thực hiện theo các quy định tại Khoản 7 Điều 87và Điều 88Thông tư này.

b) Khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác:

Sản lượng hợp đồng mua bán điện trong chu kỳ giao dịch của nhà máy điện này được tính toán theo công thức sau:

Qc(i) = Qmq(i)× α

Trong đó:

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

α: Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng cho nhà máy năng lượng tái tạo do Bộ Công Thương quy định.

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

c) Khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện được tính toán căn cứ theo sản lượng hợp đồng theo quy định tại Điểm a Khoản này và theo công thức quy định tại Điều 89Thông tư này.

Điều 97. Thanh toán khác đối với nhà máy điện ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam

1.Trường hợp sản lượng đo đếm điện năng tháng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng cung cấp theo quy định tại khoản 2 Điều 75Thông tư này có sai khác so với tổng điện năng đo đếm các ngày trong tháng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng cung cấp theo quy định tại khoản 1 Điều 75Thông tư này, phần điện năng chênh lệch được thanh toán theo quy định hợp đồng mua bán điện đã ký giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị phát điện.

2.Tổ máy nhiệt điện bị buộc phải ngừng hoặc phải ngừng một lò hơi để giảm công suất theo quy định tại khoản 3 Điều 59Thông tư này được thanh toán chi phí khởi động theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Đơn vị phát điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận sự kiện này đối với tổ máy do Đơn vị phát điện công bố để Đơn vị mua điện làm căn cứ thanh toán chi phí khởi động.

3.Trường hợp nhà máy có tổ máy phát điện thí nghiệm thì tách toàn bộ nhà máy đó ra ngoài thị trường điện trong các chu kỳ chạy thí nghiệm. Toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các chu kỳ có thí nghiệm được thanh toán theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam tương ứng với cấu hình tổ máy và loại nhiên liệu sử dụng.

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

5.Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện tách lưới phát độc lập theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong các chu kỳ giao dịch có liên quan được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

6.Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện tách ra ngoài hệ thống điện quốc gia và đấu nối vào lưới điện mua từ nước ngoài, căn cứ theo kết quả tính toán vận hành hệ thống điện năm tới của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, việc tham gia thị trường điện trong năm tới và thanh toán cho nhà máy điện này được quy định như sau:

a)  Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày có kế hoạch đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài thì tách toàn bộ nhà máy điện này tham gia gián tiếp thị trường điện trong năm tới. Toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong năm tới được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Tập Đoàn Điện lực Việt Nam;

b) Trừ trường hợp quy định tại điểm a khoản này, trường hợp trong năm vận hành nhà máy điện có tổ máy phát điện đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong ngày giao dịch mà tổ máy có chu kỳ đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Tập Đoàn Điện lực Việt Nam.

7.Trường hợp tổ máy thủy điện phải phát công suất lớn hơn công suất công bố trong bản chào giá lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện vì lý do an ninh hệ thống, toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong khoảng thời gian này được thanh toán theo quy định tại hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

8.Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện tham gia thử nghiệm hệ thống AGC theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thì tách toàn bộ nhà máy điện này ra ngoài thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các chu kỳ có thử nghiệm được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Trước ngày 01 tháng 12 năm N-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và công bố danh sách các tổ máy phát điện dự kiến tham gia thử nghiệm hệ thống AGC trong năm N cho các thành viên tham gia thị trường điện.

Điều 98. Thanh toán khác đối với nhà máy điện ký hợp đồng trực tiếp với đơn vị mua buôn điện

1. Các khoản thanh toán khác cho nhà máy điện ký hợp đồng trực tiếp với đơn vị mua buôn điện bao gồm:

a) Phần sản lượng chênh lệch giữa sản lượng đo đếm điện năng tháng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng cung cấp theo quy định tại khoản 2 Điều 75Thông tư này với tổng sản lượng điện năng đo đếm các chu kỳ giao dịch trong tháng do đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng cung cấp theo quy định tại khoản 1 Điều 75Thông tư này, được thanh toán theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện đã ký giữa đơn vị mua buôn điện và đơn vị phát điện;

b) Tổ máy nhiệt điện bị buộc phải ngừng hoặc phải ngừng một lò hơi để giảm công suất theo quy định tại khoản 3 Điều 59Thông tư này được thanh toán chi phí khởi động theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện giữa Đơn vị mua buôn điện và đơn vị phát điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận sự kiện này đối với tổ máy do Đơn vị phát điện công bố để Đơn vị mua điện làm căn cứ thanh toán chi phí khởi động;

c) Trường hợp nhà máy có tổ máy phát điện thí nghiệm thì tách toàn bộ nhà máy đó ra ngoài thị trường điện trong các chu kỳ chạy thí nghiệm. Toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các chu kỳ có thí nghiệm được thanh toán theo thỏa thuận tại các hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện tương ứng với cấu hình tổ máy và loại nhiên liệu sử dụng;

d) Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện tham gia thử nghiệm hệ thống AGC theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thì tách toàn bộ nhà máy điện này ra ngoài thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các chu kỳ có thử nghiệm được thanh toán theo hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện. Trước ngày 01 tháng 12 năm N-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và công bố danh sách các tổ máy phát điện dự kiến tham gia thử nghiệm hệ thống AGC trong năm N cho các thành viên tham gia thị trường điện;

e) Các khoản thuế, phí thanh toán cho nhà máy điện có hợp đồng trực tiếp với các đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán M (thuế tài nguyên nước, phí môi trường rừng, phí bảo vệ môi trường đối với nước thải công nghiệp, tiền thuê đất, các khoản thuế phí khác nếu có).

2. Các khoản thanh toán khác quy định tại khoản 1 Điều này được phân bổ cho các đơn vị mua buôn điện theo tỷ trọng sản lượng điện năng giao nhận trong chu kỳ thanh toán do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố và được xác định theo công thức sau:

 

Trong đó:

L: Tổng số đơn vị mua buôn điện;

R_kh(l,g,M): Khoản thanh toán khác phân bổ cho đơn vị mua buôn điện l từ nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp trong chu kỳ thanh toán M được thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện ký giữa hai bên (đồng);

R_kh(g,M): Tổng các khoản thanh toán khác quy định tại khoản 1 Điều này của các nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp với đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán M (đồng);

Q(l,M): Sản lượng điện năng giao nhận của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M (kWh).

Điều 99. Thanh toán khi can thiệp thị trường điện

Trường hợp có phát sinh tình huống can thiệp thị trường điện được quy định tại Điều 63Thông tư này, đơn vị mua điện có trách nhiệm thanh toán cho đơn vị phát điện có hợp đồng trực tiếp theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận sự kiện liên quan để đơn vị phát điện có căn cứ hoàn chỉnh hồ sơ thanh toán gửi đơn vị mua điện.

Điều 100. Thanh toán khi tạm ngừng hoạt động của thị trường điện giao ngay

Trong thời gian tạm ngừng hoạt động của thị trường điện giao ngay, đơn vị mua điện có trách nhiệm thanh toán cho đơn vị phát điện có hợp đồng trực tiếp theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận sự kiện liên quan để đơn vị phát điện có căn cứ hoàn chỉnh hồ sơ thanh toán gửi đơn vị mua điện.

Mục 4

TRÌNH TỰ, THỦ TỤC THANH TOÁN

Điều 101. Số liệu phục vụ tính toán thanh toán thị trường điện

Trước 9h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổng hợp và cung cấp cho đơn vị mua điện và các đơn vị phát điện số liệu phục vụ việc tính toán thanh toán cho từng nhà máy điện.

Điều 102. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho ngày giao dịch

1. Trước 16h00 ngày D+4, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ cho ngày giao dịch D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo Biểu mẫu 13 tại Phụ lục VI Thông tư này.

2. Trước 16h00 ngày D+5, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và gửi cho các đơn vị mua điện bảng kê thanh toán thị trường điện giao ngay của ngày D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo Biểu mẫu 13 tại Phụ lục VI Thông tư này.

3. Trước 12h00 ngày D+6, đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và đơn vị mua điện có trách nhiệm xác nhận bảng kê thanh toán thị trường điện theo quy định trên trang thông tin điện tử thị trường điện; thông báo lại cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các sai sót trong bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ (nếu có).

4. Trước 16h00 ngày D+6, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho đơn vị mua điện và các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện hoàn chỉnh cho ngày D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo Biểu mẫu 13 tại Phụ lục VI Thông tư này. Đơn vị phát điện có trách nhiệm phát hành bảng kê thanh toán ngày và đưa vào hồ sơ phục vụ công tác thanh toán cho chu kỳ thanh toán.

Điều 103. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán

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

2. Trong thời hạn 10 ngày làm việc tính từ ngày giao dịch cuối cùng của chu kỳ thanh toán, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố:

a)  Biên bản chốt sản lượng chênh lệch giữa tổng sản lượng trong từng chu kỳ giao dịch và sản lượng chốt cho chu kỳ thanh toán;

b) Tổng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của từng đơn vị mua buôn điện và tỷ trọng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện tính toán theo quy định tại khoản 2 Điều 98Thông tư này.

3. Trong thời hạn 13 ngày làm việc tính từ ngày giao dịch cuối cùng của chu kỳ thanh toán, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và phát hành bảng kê thanh toán thị trường điện của chu kỳ thanh toán cho đơn vị mua điện và đơn vị phát điện.

4. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán bao gồm bảng tổng hợp theo các Biểu mẫu 13 và Biểu mẫu 14 tại Phụ lục VI Thông tư này và biên bản xác nhận chỉ số công tơ và sản lượng điện năng.

5. Hình thức xác nhận bảng kê thanh toán và sự kiện thị trường điện: Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch, đơn vị mua điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng chữ ký số để phục vụ công tác xác nhận, phát hành bảng kê thanh toán thị trường điện và xác nhận các sự kiện thị trường điện. Trong trường hợp chữ ký số bị sự cố, đơn vị mua điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận, phát hành bảng kê thanh toán thị trường điện và xác nhận các sự kiện thị trường điện trực tiếp và xác nhận lại sau khi sự cố được khắc phục.

Điều 104. Hồ sơ thanh toán

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

2. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch lập và gửi chứng từ thanh toán hợp đồng sai khác cho đơn vị mua điện theo thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện đã ký giữa đơn vị mua điện và đơn vị phát điện.

3. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch lập và gửi hóa đơn thanh toán cho đơn vị mua điện theo thỏa thuận tại Hợp đồng mua bán điện. Hóa đơn thanh toán bao gồm các khoản thanh toán thị trường điện và thanh toán hợp đồng sai khác trong chu kỳ thanh toán.

Điều 105. Hồ sơ thanh toán cho hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ và các khoản thanh toán khác

Đơn vị phát điện có trách nhiệm lập hồ sơ thanh toán dịch vụ phụ trợ và các khoản thanh toán khác theo hợp đồng đã ký kết giữa đơn vị phát điện và đơn vị mua điện.

Điều 106. Hiệu chỉnh hóa đơn

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

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

Điều 107. Thanh toán

1. Đơn vị mua điện có trách nhiệm thực hiện thanh toán theo hoá đơn của đơn vị phát điện, thời hạn thanh toán căn cứ theo quy định tại hợp đồng mua bán điện ký kết giữa hai bên.

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

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

4. Trường hợp bên mua điện chậm thanh toán khi đến hạn thanh toán, áp dụng tính lãi cho khoản tiền điện chậm trả theo mức lãi suất do hai bên thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện đã ký kết.

Điều 108. Xử lý các sai sót trong thanh toán

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

Điều 109. Thanh toán hợp đồng mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị mua buôn điện

Thanh toán hợp đồng mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị mua buôn bao gồm:

1. Khoản thanh toán thị trường điện giao ngay giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam với đơn vị mua buôn điện đối với các nhà máy điện phân bổ hợp đồng được quy định tại khoản 1 Điều 91Thông tư này.

2. Khoản thanh toán sai khác theo hợp đồng mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam với đơn vị mua buôn điện đối với các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng tính toán theo quy định tại Điều 92Thông tư này.

3. Khoản thanh toán theo giá bán buôn điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho Đơn vị mua buôn điện đối với phần sản lượng giao nhận đầu nguồn còn lại sau khi đã trừ phần sản lượng thanh toán theo quy định tại Điều 90, điểm c điểm d khoản 1 Điều 98, Điều 99và Điều 100Thông tư này.

4. Các khoản thanh toán khác theo thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện.

Chương IX
HỆ THỐNG CÔNG NGHỆ THÔNG TIN
PHỤC VỤ VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 110. Phần mềm cho hoạt động của thị trường điện

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

a) Phần mềm mô phỏng thị trường;

b) Phần mềm tính toán giá trị nước;

c) Phần mềm lập lịch huy động;

d) Phần mềm phục vụ tính toán thanh toán;

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

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

Điều 111. Yêu cầu đối với phần mềm cho hoạt động của thị trường điện

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

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

Điều 112. Xây dựng và phát triển các phần mềm cho hoạt động của thị trường điện

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

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

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

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

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

Điều 113. Kiểm toán phần mềm

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

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

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

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

d) Kiểm toán định kỳ.

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

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

Điều 114. Cấu trúc hệ thống thông tin thị trường điện

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

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

2. Hệ thống cơ sở dữ liệu và lưu trữ.

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

Điều 115. Quản lý và vận hành hệ thống thông tin thị trường điện

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

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

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

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

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

6. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xây dựng, quản lý hệ thống bảo mật thông tin đảm bảo an toàn, bảo mật các thông tin thị trường điện.

Điều 116. Cung cấp và công bố thông tin thị trường điện

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

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

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

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

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

b) Dữ liệu về phụ tải của từng miền và hệ thống;

c) Số liệu công suất phát của từng loại hình công nghệ phát điện và toàn hệ thống điện;

        d) Số liệu thống kê về giá thị trường;

        đ) Các thông tin khác được quy định trong Quy trình, quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện tại Phụ lục V Thông tư này.

Điều 117. Trách nhiệm đảm bảo tính chính xác của thông tin thị trường điện

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

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

Điều 118. Bảo mật thông tin thị trường điện

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

a) Thông tin về hợp đồng mua bán điện;

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

c) Các thông tin khác ngoài thẩm quyền.

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

Điều 119. Các trường hợp miễn trừ bảo mật thông tin

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

2. Các thông tin tự tổng hợp, phân tích từ các thông tin công bố trên thị trường điện, không phải do các thành viên tham gia thị trường điện khác cung cấp sai quy định tại Điều 118Thông tư này.

Điều 120. Lưu trữ thông tin thị trường điện

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

Chương X
GIÁM SÁT VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 121. Trách nhiệm thực hiện giám sát thị trường điện

1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm thực hiện giám sát thường xuyên, định kỳ công tác vận hành thị trường điện thông qua tổng hợp, đánh giá kết quả vận hành căn cứ trên các dữ liệu thu thập và kiểm tra thực tế tại các thành viên tham gia thị trường điện. Nội dung giám sát thị trường điện bao gồm:

a) Kết quả vận hành thị trường điện;

b) Đánh giá tuân thủ quy định thị trường điện của các đơn vị thành viên tham gia thị trường điện.

2. Thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm phối hợp với Cục Điều tiết điện lực trong giám sát thị trường điện; phát hiện và báo cáo Cục Điều tiết điện lực các vấn đề phát sinh, các hành vi có dấu hiệu vi phạm trong quá trình vận hành thị trường điện.

Điều 122. Công bố thông tin vận hành thị trường điện

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm định kỳ công bố thông tin vận hành thị trường điện theo quy định trong Quy trình quản lý, vận hành hệ thống thông tin thị trường điện tại Phụ lục V Thông tư này với thời gian biểu cụ thể như sau:

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

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

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

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

Điều 123. Cung cấp dữ liệu phục vụ giám sát vận hành thị trường điện

1. Cung cấp dữ liệu phục vụ giám sát vận hành thị trường điện

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp cho Cục Điều tiết điện lực các thông tin, dữ liệu về vận hành thị trường điện, bao gồm:

- Các số liệu, kết quả tính toán kế hoạch vận hành thị trường điện năm, tháng, tuần;

- Các số liệu, kết quả vận hành thị trường điện ngày tới, chu kỳ tới, thời gian thực và tính toán thanh toán;

- Các thông tin, số liệu cần thiết khác theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực để giám sát thị trường điện.

b) Thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm cung cấp các thông tin, số liệu liên quan đến hoạt động của đơn vị đó trên thị trường điện theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực để giám sát thị trường điện.

2. Phương thức cung cấp số liệu

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp thông tin cho Cục Điều tiết điện lực theo các phương thức sau:

- Tự động đồng bộ hóa trực tuyến giữa Cơ sở dữ liệu thị trường điện tại Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện với Cơ sở dữ liệu giám sát thị trường điện tại Cục Điều tiết điện lực. Danh mục các thông tin, dữ liệu thị trường điện đồng bộ hóa do Cục Điều tiết điện lực quy định;

- Trường hợp chưa áp dụng được phương thức cung cấp dữ liệu theo quy định tại điểm a khoản này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và gửi các file số liệu thị trường điện theo định dạng, biểu mẫu và theo thời gian biểu do Cục Điều tiết điện lực quy định.

b) Thành viên tham gia thị trường điện cung cấp thông tin, dữ liệu dưới dạng văn bản hoặc file số liệu theo biểu mẫu khi Cục Điều tiết điện lực yêu cầu.

3. Đảm bảo chất lượng dữ liệu

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm đảm bảo chất lượng dữ liệu cung cấp cho Cục Điều tiết điện lực bao gồm các báo cáo hàng ngày, báo cáo hàng tuần và nội dung của cơ sở dữ liệu thị trường điện;

b) Thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm đảm bảo chất lượng dữ liệu cung cấp cho Cục Điều tiết điện lực phục vụ điều tra và có xác nhận đảm bảo chính xác của đơn vị cấp dữ liệu.

Điều 124. Chế độ báo cáo vận hành thị trường điện

1. Chế độ báo cáo vận hành thị trường điện hàng tháng của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

1. Tên báo cáo: Báo cáo vận hành thị trường điện tháng M;
2. Nội dung báo cáo: Theo Biểu mẫu 01 tại Phụ lục VI Thông tư này;

c) Đối tượng báo cáo: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

d) Cơ quan nhận báo cáo: Cục Điều tiết điện lực;

đ) Phương thức gửi báo cáo: Gửi qua hệ thống thư điện tử;

e) Thời hạn gửi báo cáo: Trước ngày 20 tháng M+1 gửi báo cáo về vận hành thị trường điện tháng M;

g) Tần suất gửi báo cáo: Hàng tháng.

2. Chế độ báo cáo vận hành thị trường điện năm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

a) Tên báo cáo: Báo cáo vận hành thị trường điện năm N;

b) Nội dung báo cáo: Theo Biểu mẫu 02 tại Phụ lục VI Thông tư này;

c) Đối tượng báo cáo: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

d) Cơ quan nhận báo cáo: Cục Điều tiết điện lực;

đ) Phương thức gửi báo cáo: Báo cáo được gửi đến cơ quan nhận báo cáo bằng một trong các phương thức sau:

- Gửi qua hệ thống thư điện tử;

- Gửi qua dịch vụ bưu chính.

e) Thời hạn gửi báo cáo: Trước ngày 01 tháng 3 năm N+1 gửi báo cáo về vận hành thị trường điện năm N.

g) Tần suất gửi báo cáo: Hàng năm.

3. Chế độ báo cáo vận hành thị trường điện năm của Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch

a) Tên báo cáo: Báo cáo vận hành thị trường điện năm N;

b) Nội dung báo cáo: Theo Biểu mẫu 03 tại Phụ lục VI Thông tư này;

c) Đối tượng báo cáo: Các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch;

d) Cơ quan nhận báo cáo: Cục Điều tiết điện lực;

đ) Phương thức gửi báo cáo: Báo cáo được gửi đến cơ quan nhận báo cáo bằng một trong các phương thức sau:

- Gửi qua hệ thống thư điện tử;

- Gửi qua dịch vụ bưu chính.

e) Thời hạn gửi báo cáo: Trước ngày 01 tháng 3 năm N+1 gửi báo cáo về vận hành thị trường điện năm N;

g) Tần suất gửi báo cáo: Hàng năm.

4. Chế độ báo cáo vận hành thị trường điện năm của Đơn vị mua điện

a) Tên báo cáo: Báo cáo vận hành thị trường điện năm N;

b) Nội dung báo cáo: Theo Biểu mẫu 04 tại Phụ lục VI Thông tư này;

c) Đối tượng báo cáo: Các đơn vị mua điện tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh;

d) Cơ quan nhận báo cáo: Cục Điều tiết điện lực;

đ) Phương thức gửi báo cáo: Báo cáo được gửi đến cơ quan nhận báo cáo bằng một trong các phương thức sau:

- Gửi qua hệ thống thư điện tử;

- Gửi qua dịch vụ bưu chính.

e) Thời hạn gửi báo cáo: Trước ngày 01 tháng 3 năm N+1 gửi báo cáo về vận hành thị trường điện năm N;

g) Tần suất gửi báo cáo: Hàng năm.

5. Báo cáo đột xuất

a) Báo cáo đột xuất khi phát sinh can thiệp thị trường điện

- Tên báo cáo: Báo cáo về tình hình can thiệp thị trường điện.

- Nội dung báo cáo phát sinh can thiệp thị trường điện: Báo cáo chi tiết về sự kiện can thiệp thị trường điện (thời gian, nguyên nhân phát sinh, các biện pháp can thiệp, đánh giá ảnh hưởng…);

- Đối tượng báo cáo: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

- Cơ quan nhận báo cáo: Cục Điều tiết điện lực;

- Phương thức gửi báo cáo: Gửi qua hệ thống thư điện tử;

- Thời hạn gửi báo cáo: 24 giờ kể từ thời điểm can thiệp thị trường điện.

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

Điều 125. Kiểm toán số liệu và tuân thủ thị trường điện

1. Kiểm toán định kỳ

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

a) Số liệu cho tính toán trong thị trường điện;

b) Các bước thực hiện tính toán;

c) Kết quả tính toán;

d) Tuân thủ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đối với các trình tự quy định tại Thông tư này.

2. Kiểm toán đột xuất

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

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

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

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

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

5. Chi phí kiểm toán

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

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

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

Chương XI
TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 126. Trách nhiệm của Cục Điều tiết điện lực

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

2. Ban hành hoặc trình Lãnh đạo Bộ ban hành văn bản hướng dẫn thực hiện hợp đồng mua bán điện mẫu đối với hợp đồng mua bán điện đã ký kết hoặc đang trong quá trình thực hiện đàm phán trước ngày Thông tư này có hiệu lực thi hành.

3. Ban hành hoặc trình Lãnh đạo Bộ ban hành văn bản hướng dẫn các nội dung mới phát sinh, vướng mắc trong quá trình thực hiện.

Điều 127. Trách nhiệm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

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

2. Ban hành quy định về tiêu chuẩn, chế độ công tác của chức danh “Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện” của đơn vị đáp ứng yêu cầu vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh; Thực hiện đào tạo, kiểm tra và công nhận chức danh này để tham gia công tác vận hành thị trường điện.

3. Hướng dẫn các thành viên tham gia thị trường điện về trình tự, thủ tục đăng ký tham gia thị trường điện theo quy định tại Thông tư này và nâng cấp Trang thông tin điện tử thị trường điện để các đơn vị phát điện nộp hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện theo hình thức trực tuyến.

4. Chịu trách nhiệm về tổng hợp các thông tin do các đơn vị cung cấp để đưa vào mô hình mô phỏng thị trường điện, kết quả tính toán đầu ra và các thông tin công bố trên công thông tin điện tử phụ thị trường điện theo quy định của Thông tư này.

Điều 128. Quy định nhiệm vụ, quyền hạn, trách nhiệm của Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện

1. Nhiệm vụ

a) Dự báo phụ tải phục vụ lập lịch huy động nguồn điện chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ giao dịch tiếp theo sau đó tuân thủ theo các quy định về vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện;

b) Lập lịch huy động nguồn điện chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ giao dịch tiếp theo sau đó tuân thủ theo các quy định về vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện;

c) Thực hiện ấn định, dự báo nhu cầu sử dụng khí cho phát điện chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ giao dịch tiếp theo sau đó;

d) Tính toán, đánh giá công suất khả dụng nguồn hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện miền và phối hợp với Điều độ viên quốc gia thực hiện các giải pháp nhằm đảm bảo cân bằng cung cầu, an ninh hệ thống điện quốc gia;

đ) Giải đáp các thắc mắc của các đơn vị liên quan đến công tác điều hành giao dịch thị trường điện, công tác lập lịch huy động nguồn điện chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ giao dịch tiếp theo sau đó;

e) Phối hợp xử lý các sự cố, bất thường liên quan đến hệ thống hạ tầng công nghệ thông tin phục vụ công tác điều hành giao dịch thị trường điện, công tác lập lịch huy động nguồn điện trong hệ thống;

g) Khai thác, sử dụng các phần mềm, cơ sở dữ liệu trong hệ thống công nghệ thông tin phục vụ vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện;

h) Công bố thông tin huy động chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ giao dịch tiếp theo sau đó trên trang thông tin điện tử hệ thống điện và thị trường điện theo đúng quy định;

i) Kiểm tra, rà soát hoạt động của thị trường, cảnh báo các đơn vị nhằm đảm bảo tuân thủ các quy định trong quá trình điều hành giao dịch thị trường điện;

k) Chuẩn bị số liệu, tài liệu phục vụ giải quyết các tranh chấp, khiếu nại của các đơn vị trong công tác điều hành thị trường điện, công tác lập lịch huy động nguồn điện trong hệ thống điện;

l) Phân tích và báo cáo giám sát thị trường và thông tin các bên liên quan;

m) Tham gia xây dựng các quy trình, quy định liên quan trong vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

n) Các nhiệm vụ khác do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định.

2. Trách nhiệm

a) Đảm bảo công tác vận hành hệ thống điện an toàn, tin cậy, kinh tế, công tác điều hành giao dịch thị trường điện công bằng, minh bạch, tuân thủ các quy định về vận hành hệ thống điện và thị trường điện do Cơ quan Nhà nước có thẩm quyền ban hành;

b) Lập lịch huy động nguồn điện chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ giao dịch tiếp theo sau đó đảm bảo hệ thống điện quốc gia vận hành an toàn, tin cậy, ổn định, chất lượng và kinh tế.

3. Quyền hạn

a) Yêu cầu Điều độ viên miền, các Đơn vị quản lý vận hành và các đơn vị có liên quan cung cấp các thông tin phục vụ công tác vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện, cụ thể như sau:

- Thông tin về chế độ vận hành nhà máy điện, hồ chứa thủy điện và các thông tin khác đối với các nguồn điện thuộc quyền điều khiển, quyền kiểm tra của cấp điều độ quốc gia;

- Thông tin về tình hình cung cấp, tiêu thụ nhiên liệu sơ cấp của các nguồn điện thuộc quyền điều khiển, quyền kiểm tra của cấp điều độ quốc gia;

- Số liệu dự báo phụ tải và phụ tải thực tế của các Tổng công ty Điện lực, công ty Điện lực, các nguồn nhập khẩu điện;

- Nhận thông báo hoặc cung cấp trước thông tin về chế độ vận hành của thiết bị điện làm thay đổi, ảnh hưởng đến chế độ vận hành nguồn điện thuộc quyền điều khiển Cấp điều độ quốc gia;

- Các thông tin khác phục vụ công tác điều hành giao dịch thị trường điện, lập lịch huy động nguồn điện.

b) Phối hợp với điều độ viên quốc gia cập nhật các thông tin vận hành trong thời gian thực phục vụ công tác lập lịch huy động nguồn điện;

c) Xin ý kiến lãnh đạo Cấp điều độ quốc gia để giải quyết những vấn đề không thuộc thẩm quyền;

d) Kiến nghị với lãnh đạo Cấp điều độ quốc gia thay đổi phương thức vận hành nếu hệ thống điện quốc gia có sự cố hoặc khi nhận thấy phương thức vận hành hệ thống hiện tại chưa phù hợp;

đ) Công bố các thông tin liên quan đến điều hành giao dịch thị trường điện theo quy định.

Điều 129. Trách nhiệm của các đơn vị liên quan

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

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

Điều 130. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 25 tháng 11 năm 2024.

2. Thông tư này thay thế Thông tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành Thị trường bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện; Thông tư số 24/2019/TT-BCT ngày 14 tháng 11 năm 2019 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện, có hiệu lực kể từ ngày 01 tháng 01 năm 2020.

3. Thông tư này bãi bỏ Điều 1 và khoản 3 Điều 10 Thông tư số 12/2024/TT-BCT ngày 01 tháng 8 năm 2024 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định về sửa đổi, bổ sung một số thông tư của Bộ trưởng Bộ Công Thương liên quan đến điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia và thị trường điện.

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