通知

条款 运营竞争发电市场

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根据国务院令第189号令二零零七年十二月二十七日发布的《工业和贸易部职能、任务、权限和组织结构规定》；

根据2004年12月3日的《电力法》；

根据2006年1月26日国务院总理第26/2006/QĐ-TTg号决定关于批准越南电力市场各层级形成和发展条件的时间表及条件；

工商部规定竞争发电市场的运营如下：

第一章
总则

第一条 调整范围

本通知规定竞争发电市场的活动以及参与电力市场的单位的责任。

第二条 适用对象

本通知适用于以下参与竞争发电市场的单位：

1. 唯一购电方。

2. 各发电单位。

3. 电力系统和电力市场运行单位。

||| 4. 输电单位。

5. 电量计量数据管理单位。

条3. 术语解释

在本通知中，下列术语定义如下：

1. 报价单 是每台机组向电力系统和电力市场运行单位提交的售电报价单，按照本通知规定的格式。

2. 计划报价单 是电力系统和电力市场运行单位接受用于编制次日、次小时调度计划的报价单。

3. 结算清单 是电力系统和电力市场运行单位为每个交易日和每个结算周期编制的电力市场支付计算表。

4. 干预电力市场 是电力系统和电力市场运行单位为了处理本通知第55条第1款规定的情况而采取的改变正常运行方式的行为。

5. 集体报价 是由一个代表单位为整个梯级水电站组进行报价的机制。

6. 全负荷成本 是发电机组在全负荷运行时的变动成本，以元/千瓦时计。

7. 交易周期 是电力市场上每小时（从每小时的第一分钟开始）计算电价的时间段。

8. 结算周期 是电力市场上每月（从每月第一天开始）编制交易凭证和发票的时间段。

9. 宣布容量 是发电机组的最大可利用容量，由报价单位或电力系统和电力市场运行单位与发电单位签订的服务辅助合同按市场时间表宣布。

10. 调度容量 是电力系统和电力市场运行单位在交易周期内实际调动的发电机组容量。

11. 次小时调度容量 是预计在次小时调度计划中第一个小时调动的发电机组容量。

12. 次日调度容量 是考虑输电网络传输能力限制后，在次日调度计划中预计调动的发电机组容量。

13. 增量发电容量 是调度容量与市场定价计划中安排的容量之间的差额。

14. 结算容量 是列入小时容量计划并按市场价格结算的发电机组容量。

15. 辅助服务 包括频率调整、旋转备用、快速启动备用、冷备用、必须发电的安全约束系统操作、电压调节和黑启动。

16. 增量发电量 是由于调动增量发电容量而产生的发电机组发电量。

17. 报价单位 是直接在电力市场提交报价单的单位，包括发电单位或已注册直接报价的电厂，唯一购电方当代表BOT电厂报价时，以及代表梯级水电站组报价的单位。

18. 唯一购电方 是电力市场中的唯一购电单位，负责购买所有通过电力市场和购售电合同获得的电量。

19. 是根据越南法律规定拥有一个或多个发电厂的组织或个人。 是拥有一个或多个参与电力市场的发电厂，并与唯一购电方签订购售电合同的单位。

20.  间接交易发电单位 是其发电厂未直接在电力市场报价的发电单位，包括战略多用途水电站和提供辅助服务的发电厂。

21. 直接交易发电单位 翻译 是其发电厂直接在电力市场报价的发电单位。

22. 电量计量数据管理单位 是提供、安装、管理和维护电力市场所需的电量计量数据收集、处理和存储系统及通信网络的单位。

23. 输电企业 是获得电力业务许可，在输电领域负责国家输电网管理和运行的电力单位。

24. 系统运行和市场单位 是指挥和控制全国发电、输电、配电过程并在电力市场交易中进行调度的单位。

25. 市场容量价格 是每个交易周期确定的特定有功功率单位价格，用于计算电力市场中发电单位的功率付款。

26. 报价底价 是发电单位在次日报价单中对一台发电机组可以报价的最低价格。

27. 电力市场价格 是每个交易周期确定的特定电能单位价格，用于计算电力市场中发电单位的电能付款。

28. 电力市场全价 是每个交易周期的电力市场价格和功率市场价格之和。

29. 报价顶价 是发电单位在次日报价单中对一台发电机组可以报价的最高价格。

30. 电力市场顶价 是每年确定的最高电力市场价格。

31. 水值 是计算未来替代热电发电量的水库存量预期边际价格，折算成每单位电能的价格。

32.  效率衰减系数 是发电机组随运行时间增加的效率下降指标。

33. 年或月平均负荷系数 是一年或一个月内发电总电量与该年或该月总装机容量和总小时数乘积的比率。

34. 电力市场信息系统 是由电力系统和电力市场运营单位管理，用于电力市场管理和信息交换的设备和数据库系统。

35. 辅助服务供应合同 是发电单位与电力系统和电力市场运营单位之间根据商务部发布的模板签订的快速启动备用、冷备用和强制发电辅助服务供应合同。

36. 电力购买协议 是单一购电方与发电单位或进出口电力单位之间达成的购售电协议文本。

37. 差异购售电合同 是单一购电方与直接交易发电单位之间根据商务部发布的模板签订的购售电合同。

38. 默认利率 是在结算时点上，越南盾无风险利率在银行间市场的水平。

39. 约束调度 是按照考虑了包括输电容量限制、辅助服务和其他约束在内的系统技术约束条件下的最优发电成本方法来安排发电机组的调用顺序。

40. 非约束调度 是不考虑输电限制和输电损耗的情况下，按照最优发电成本方法来安排发电机组的调用顺序。

41. 功率计划 是电力系统和电力市场运营单位在运行后编制的计划，以确定每个交易周期内的结算功率量。

42. 即时调度计划 是为即将进行的交易周期及随后三个连续交易周期预计发电和提供辅助服务的发电机组调度计划。

43. 次日调度计划 是为次日交易周期预计发电和提供辅助服务的发电机组调度计划。

44. 市场电价计算计划 是电力系统和电力市场运营单位在当前交易日后编制的计划，以确定每个交易周期的市场价格。

45. 电力市场模拟模型 是电力系统和电力市场运营单位使用的软件系统，用于模拟发电机组调度和计算市场价格，在年度、月度和周度运行计划中使用。

46. 水值计算模型 是电力系统和电力市场运营单位使用的优化水火联调软件系统，用于计算水值，在年度、月度和周度运行计划中使用。

47. 水位限制 是水电站水库每月末或每周末的最低水位，由电力系统和电力市场运营单位计算并公布。

48. 年N 当前电力市场运行年份

49. 当前交易日 是指当前交易日。

50. 交易日 是指电力市场交易活动发生的日期，从每天的零点到二十四点。

51. BOT电力项目 是外国投资者与有权限的国家机关通过合同形式投资建设的建设-经营-转让电力项目。

52. 最佳新电厂 是指新投入运行的热电厂，其未来一年的平均发电成本计算值最低，并且购售电合同价格依据商务部发布的标准电厂发电价格框架协商确定。最佳新电厂每年被选用于计算市场价格中的容量价格。

53. N多目标战略水电厂 是由国家独资建设和运营的重要经济和社会、国防和安全大型水电厂。

54. 梯级水电厂群 是一组水电厂，其中上游梯级水电厂的泄水量占下游梯级水电厂水库来水量的全部或大部分，并且两个电厂之间没有调节水量超过一周的大水库。

55. |||调度软件 |||是指由电力系统运行和电力市场单位使用的软件，用于编制次日和次小时的发电机组调用计划。

56. ||| |||系统负荷 |||是在一个交易周期内，整个电力系统的电量总和，折算成各发电机组极头的电量。

57. ||| |||计量电量 |||是指在计量点处测量到的发电厂的电能量。

58. ||| |||小时合同电量 |||是从月度合同电量中分配给每个交易周期的电量，并根据差价合同进行结算。

59. ||| |||年度合同电量 |||是指在差价购售电合同中承诺的年度电量。

60. ||| |||月度合同电量 |||是从年度合同电量中分配给每个月的电量。

61. ||| |||年度计划电量 |||是指预计在下一年度中调动的发电厂的电量。

62. ||| |||月度计划电量 |||是指预计在年内每个月中调动的发电厂的电量。

63. ||| |||热耗率 |||是指在满负荷运行时，每生产一个单位电能所消耗的热量，针对不同的火电技术类型确定。

64. 包括 ||| |||增发补偿 |||是指发电单位因增加发电量而获得的付款。

65. ||| |||参与电力市场的成员 |||是指根据本通知第二条的规定，在电力市场上参与交易或提供服务的单位。

66. ||| |||电力市场 |||是指根据《电力法》第十八条的规定形成的竞争性发电市场。

67. ||| |||缺额容量 |||是指所有发电单位公布的总容量小于在一个交易周期内预测的系统负荷需求的情况。

68. ||| |||保密信息 |||是指按照法律规定或各方协议确定的秘密信息。

69. ||| |||市场信息 |||是指与电力市场活动相关的所有数据和信息。

70. ||| |||报价截止时间 |||是指发电单位不得更改次日报价的时间点，除非有特殊情况，按本通知规定。在电力市场中，报价截止时间为D-1日的10:00。

71. ||| |||调用顺序 |||是指根据无约束调度原则对报价功率区间进行排序的结果。

72. ||| |||过剩容量 |||是指在交易周期内，所有发电单位以最低价格报价的总容量以及由电力系统运行和市场单位公布的多目标战略水电站的公布容量大于预测的系统负荷的情况。

73. ||| |||尖峰机组 |||是指仅在系统负荷图的高峰时段被调用的发电机组。

74. ||| |||腰荷机组 |||是指在系统负荷图的高峰时段和平峰时段被调用的发电机组。

75. ||| |||基荷机组 |||是指在系统负荷图的高峰时段、平峰时段和低谷时段被调用的发电机组。

76. ||| |||慢启动机组 |||是指无法在30分钟内启动并接入电网的发电机组。

第二章
||| |||参加电力市场登记

条 4. 参与电力市场的责任

1. 拥有发电业务许可证，装机容量超过30兆瓦并接入国家电网的发电厂，除本条第2款规定的发电厂外，必须参与竞争性发电市场。

2. 不需要参与电力市场的发电厂包括：

a) 建设—运营—转让（BOT）发电厂；

b) 风电和地热发电厂；

c) 工业区内仅销售部分产量至国家电网且无法确定长期售电计划的发电厂。越南电力集团负责编制此类发电厂名单，并提交电力监管局审批。

3. 本条第1款规定的发电厂有责任投资和完善系统设备，以接入电力市场信息系统的SCADA/EMS系统和电能计量系统，满足电力市场运行要求。

条 5. 参加电力市场登记文件

1. 持有本通知第四条规定发电厂的发电单位有责任为每个发电厂提交参加电力市场的登记文件。

2. 参加电力市场的登记文件包括：

a) 参加电力市场登记表，其中详细记录发电单位和发电厂的名称和地址；

b) 发电业务许可证副本；

c) 系统设备验收投入运行资料，用于接入电力市场信息系统、SCADA/EMS系统和电能计量系统；

d) 根据电力系统运营商和电力市场的要求提供的其他必要信息。

条 6. 审批参加电力市场登记文件程序

1. 自收到有效文件之日起十个工作日内，电力系统运营商和电力市场有责任审查并提交电力监管局批准发电厂参加电力市场。

2. 如文件不符合规定，在收到文件后五个工作日内，电力系统运营商和电力市场必须书面要求发电单位补充和完善文件。

3. 自收到电力系统运营商和电力市场提交的文件之日起五个工作日内，电力监管局有责任作出批准发电厂参加电力市场的决定，并书面通知电力系统运营商和电力市场将发电厂列入参加电力市场名单。

4. 自发电厂被允许参加电力市场之日起五个工作日内，发电单位有责任向电力系统运营商和电力市场登记报价主体（发电单位或发电厂）。

条 7. 参加电力市场成员信息

1. 输电单位、唯一购电方和电能量数据管理单位有责任向电力系统运营商和电力市场登记通用信息。

2. 电力系统运营商和电力市场有责任存储登记信息，并更新参加电力市场成员的登记信息变更。

3. 参加电力市场的成员有责任在登记信息发生变化时通知电力系统运营商和电力市场。

4. 电力系统运营商和电力市场有责任公布参加电力市场的成员登记信息及已变更的登记信息。

条8. 暂停和恢复发电厂参与电力市场权利

1. 发电厂在以下情况下暂停参与电力市场的权利：

a) 未完全遵守本通则第4条的规定；

b) 存在以下行为：

- 不提供信息或提供的信息不准确，影响电力市场运行计划和系统内机组调用计划的制定；

- 与系统运营商和电力市场或另一发电单位就报价达成协议，以获得不符合规定的调用计划；

- 直接或间接与其他单位达成协议，在电力市场上公布容量和报价，以提高市场价格并影响供电安全；

- 其他严重违反规定的行为，对电力系统安全或电力市场其他单位财务造成严重影响。

2. 电力监管机构有权暂停违反本条第1款规定的发电厂参与电力市场的权利。暂停发电厂参与电力市场的程序和手续由本通则第108条明确规定。

3. 在发电厂被暂停参与电力市场期间：

a) 发电单位或发电厂不得直接在电力市场上报价，但必须遵守本通则的其他规定；

b) 唯一购电方有责任代替发电厂报价；

c) 发电厂有责任向唯一购电方提供信息以便其代为报价。

4. 当满足以下条件时，被暂停的发电厂可以恢复参与电力市场的权利：

a) 暂停参与电力市场的期限届满；

b) 已完成处罚决定中规定的义务。

5. 当满足本条第4款规定的全部条件时，发电厂有责任向系统运营商和电力市场提交书面申请，请求恢复参与电力市场的权利，并附上证明材料。系统运营商和电力市场有责任审核并批准发电厂参与电力市场的资格。

6. 如果暂停参与电力市场的期限届满而发电厂仍未满足本条第4款第b项规定的条件，系统运营商和电力市场有责任向电力监管机构报告，以便进一步处理。

条9. 终止参与电力市场

1. 发电厂在以下情况下终止参与电力市场：

a) 根据发电单位在以下情况下的要求：

- 发电厂停止运行或停止向国家电网供电；

- 发电厂无法维持且不具备恢复超过30兆瓦容量的能力。

b) 发电厂的电力业务许可证被撤销或失效。

2. 在本条第1款第a项规定的情况下，发电单位应在希望终止参与电力市场日期前至少三十（30）天向电力监管机构提交终止参与电力市场的申请。

3. 系统运营商和电力市场有责任更新登记档案并公布发电厂终止参与电力市场的信息。

4. 如果发电厂在终止参与电力市场之前存在违规行为，拥有该发电厂的发电单位有责任继续执行本通则规定的检查、核实和处理违规行为的规定。

第三章
电力市场运营原则

条 10. 报价限制

1. 竞争发电市场中发电机组的报价限制在最低报价和最高报价之间。

2. 热电发电机组的最高报价水平每年确定，每月调整，并根据以下因素计算：

a) 发电机组的热耗率；

b) 发电机组运行时间的效率衰减系数；

c) 燃料价格；

d) 启动成本。

3. 热电发电机组的最低报价为每千瓦时1元。

4. 水电发电机组的报价限制根据每周水量值确定，并在本通知第37条规定。

条 11. 水量价值

1. 水量价值用于制定下一年度、下一个月度、下周的运行计划，并确定水电发电机组在电力市场的报价限制。

2. 电力系统和电力市场运营单位负责按照本通知附件1规定的市场时间表计算并公布水量价值。

条 12. 全部市场价格

全部市场价格在一个交易周期内由两个（02）部分组成：

1. 电力市场价格。

2. 功率市场价格。

条 13. 电力市场价格

1. 电力市场价格是整个系统的通用价格，用于每个交易周期在电力市场上计算电量付款额。

2. 电力市场价格由电力系统和电力市场运营单位在运行后根据无约束调度方法计算。

3. 电力市场价格不得超过电力系统和电力市场运营单位每年计算并经国家能源局电力监管机构批准的市场价格上限。

4. 确定电力市场价格的规定见本通知第63条和第65条。

条 14. 功率市场价格

1. 每个交易周期的功率市场价格由电力系统和电力市场运营单位在制定下一年度运行计划过程中计算，并在应用年度内保持不变。

2. 功率市场价格基于确保最佳新电厂收回变动和固定成本的原则进行计算。

3. 确定功率市场价格的规定见本通知第25条和第26条。

条 15. 差异购售电合同

1. 直接交易发电单位和唯一购电批发商有责任签署由商务部发布的差异购售电合同。

2. 年度合同电量由电力系统和电力市场运营单位根据年度计划电量和按合同价格支付电量的比例计算。年度计划电量由电力系统和电力市场运营单位在制定下一年度运行计划过程中根据本通知第27条规定计算。

3. 月度合同电量由电力系统和电力市场运营单位在制定下一年度运行计划过程中根据本通知第28条规定分配年度合同电量到各个月份。

4. 小时合同电量由电力系统和电力市场运营单位在制定下一个月度运行计划过程中根据本通知第35条规定分配月度合同电量到各小时。

5. 国家能源局电力监管机构负责每年根据以下原则确定并公布发电单位的按合同价格支付电量比例：

a) 确保实现以下目标：

- 逐步降低按合同价格支付电量的比例；

- 稳定发电单位的收入；

- 稳定平均发电价格，符合零售电价制定规定。

b) 在开始电力市场运作的第一年，按合同价格支付电量的比例不超过95%，并在随后的几年中逐渐减少，但不低于60%。

条 16. 电力市场结算原则

1. 发电单位按照合同和市场价格进行结算。

2. 发电单位根据以下类型的合同进行结算：

a) 直接交易发电单位的购售电差价合同；

b) 战略多目标水电厂的购售电合同；

c) 提供辅助服务的发电单位的服务合同。

3. 市场价格结算仅适用于直接交易发电单位，并基于以下因素计算：

a) 市场电量价格；

b) 市场容量价格；

c) 调度的电量和容量。

4. 结算按照本通知第六章的规定执行。

第四章 实施细则
电力市场运行计划

节 1
下一年度运行计划

条 17. 下一年度运行计划

1. 系统运行和电力市场运营单位负责编制下一年度运行计划，包括以下内容：

a) 选择最佳新电厂；

b) 计算市场价格容量；

c) 计算水电水库水量值和限水位；

d) 计算热电机组报价上限；

e) 确定市场价格上限；

f) 主持并与唯一购电单位合作，计算年度计划产量、年度合同产量，并将年度合同产量分配给各直接交易发电单位的每月产量。

2. 系统运行和电力市场运营单位负责使用市场模拟模型计算本条第1款规定的内容。热电机组在市场模拟中使用的报价等于本通知第二十二条第一款确定的报价上限，水电机组的报价等于为下一年度计算的水量值。

3. 系统运行和电力市场运营单位负责向国家电网公司提交审查，并按本通知附件一规定的市场时间表向电力监管机构提交批准下一年度运行计划。提交的文件包括计算结果、输入数据和计算说明。

条 18. 水电厂分类

1. 电力市场的水电厂具体分类如下：

a) 战略多目标水电厂；

b) 阶梯式水电厂群；

c) 其他水电厂。

2. 每年，系统运行和电力市场运营单位负责更新阶梯式水电厂群名单。

3. 电力监管机构负责编制战略多目标水电厂名单，由工业和贸易部呈报总理批准。

条 19. 编制下一年度运行计划的负荷预测

系统运行和电力市场运营单位负责按照工业和贸易部发布的输电系统规定的方法编制下一年度运行计划所需的负荷预测。用于编制下一年度运行计划的负荷预测数据包括：

1. 全系统及北部、中部、南部各区域全年的总负荷需求和每月负荷需求。

2. 北部、中部、南部各区域及全系统每年各月典型日负荷曲线图。

3. 每月全系统最大和最小负荷容量。

条 20. 辅助服务年度运行计划

1. 电力系统和电力市场运营单位负责根据由商务部发布的输电系统规定确定下一年度各种辅助服务的需求。

2. 电力系统和电力市场运营单位负责选择提供辅助服务的发电厂并与其签订提供辅助服务的合同，合同格式由商务部发布。

条 21. 下一年度基荷、腰荷和峰荷机组分类

1. 电力系统和电力市场运营单位负责根据热电厂报价上限价格计算程序的规定对基荷、腰荷和峰荷机组进行分类。

2. 电力系统和电力市场运营单位负责使用市场模拟模型确定发电机组的年平均负荷系数。

3. 根据模拟结果得出的年平均负荷系数，机组被分为以下三类：

a) 基荷机组包括年平均负荷系数大于或等于百分之六十的发电机组；

b) 腰荷机组包括年平均负荷系数大于百分之二十五且小于百分之六十的发电机组；

c) 峰荷机组包括年平均负荷系数小于或等于百分之二十五的发电机组。

条 22. 热电机组报价上限确定

1. 确定热电机组的报价上限

a) 热电机组的报价上限按以下公式确定：

其中：

：热电机组的报价上限（元/千瓦时）；

K_KD：热电机组的启动成本系数。对于基荷热电机组KD_KD = 0；腰荷热电机组KD_KD = 5%；峰荷热电机组KD_KD = 25%;

f：辅助成本系数，等于辅助燃料费用和可变维护费用与主要燃料费用的比例；

P_{年N外部服务费用（元）；}：热电机组的主要燃料费用（元/英热单位）；

：热电机组的热耗率（英热单位/千瓦时）。

b) 报价上限所用的燃料价格是单一购电方为电力系统和电力市场运营单位提供的预计第N年的燃料价格。燃料价格需转换为电厂门槛价格；

c) 电力机组的热耗率由合同中规定的统一热耗率或单一购电方提供的购售电合同谈判文件中的热耗率确定，并根据效率衰减系数进行调整。

如果热电机组在合同或购售电合同谈判文件中没有热耗率数据，则该机组的热耗率将根据相同技术类型和装机容量的标准电厂的热耗率确定。电力系统和电力市场运营单位负责计算标准电厂的热耗率。

如果在合同或购售电合同谈判文件中没有热耗率数据，也没有适合的技术类型和装机容量的标准电厂，电力系统和电力市场运营单位将根据发电厂提供的历史运行数据计算热耗率。

d) 热电机组的效率衰减系数由合同或单一购电方提供的购售电合同谈判文件中的效率衰减系数确定。

如果热电厂在合同或购售电合同谈判文件中没有效率衰减系数数据，则应用由电力系统和电力市场运营单位确定的相同技术类型和装机容量的标准电厂的效率衰减系数；

đ) 热电机组的辅助成本系数由单一购电方根据购售电合同或购售电合同谈判文件中的数据确定，并提供给电力系统和电力市场运营单位。

2. 各热电机组的报价下限按照本通知第十条第三款的规定。

3. 电力系统和电力市场运营单位负责根据市场时间表公布经批准的各热电机组的报价限制，详见本通知附件一。

第23条 对BOOT电力厂报价的限制

1. BOOT电力厂的最高报价等于该BOOT厂购售电合同中的单位电量成本。

2. BOOT电力厂的最低报价为每千瓦时1元。

第24条 新建最佳电力厂的选择

1. 年N的新建最佳电力厂是指符合以下标准参与电力市场的电力厂：

a) 在年N-1开始商业运行并达到全部装机容量发电；

b) 是基载电力厂，根据本通知第21条第3款的标准分类；

c) 使用燃煤发电或混合循环燃气轮机技术；

d) 单位电量的全费用平均成本最低。

2. 唯一购电方负责编制符合本条第1款a项和c项标准的电力厂名单，并向电力系统和市场运营单位提供这些电力厂的购售电合同数据，以确定新建最佳电力厂。数据包括：

a) 年N的变动价格；

b) 年N的固定价格；

c) 合同约定的年N电量。

3. 如果没有符合本条第1款a、b和c项标准的电力厂，电力系统和市场运营单位将使用年N-1选定的新建最佳电力厂，并要求唯一购电方更新并提供符合本条第2款规定的数据，以便计算年N的数据。

4. 电力系统和市场运营单位负责根据本条第1款a、b和c项规定标准，计算符合标准的电力厂在年N的单位电量全费用平均成本，按照以下公式：

：年N新建电力厂的单位电量全费用平均成本（元/千瓦时）；

：新建电力厂购售电合同中年N的固定价格（元/千瓦时）；

：新建电力厂购售电合同中年N的变动价格（元/千瓦时）；

：合同约定的年N新建电力厂电量（千瓦时）；

：年N新建电力厂预计电量，由市场模拟模型通过约束调度方法确定（千瓦时）。

5. 年N的新建最佳电力厂是根据本条第4款计算结果，单位电量全费用平均成本最低的电力厂。

第25条 市场功率价格确定原则

1. 确保新建最佳电力厂在参与电力市场时能够收回发电成本。

2. 不对夜间低谷时段应用市场功率价格，其中夜间低谷时段指从0点到4点以及从22点到24点的时间段。

3. 市场功率价格与系统负荷预测交易周期成比例。

第26条 市场功率价格确定程序

电力系统和市场运营单位负责按照以下程序确定市场功率价格：

1. 确定新建最佳电力厂的年度短缺成本

a) 根据以下公式确定新建最佳电力厂在年N的预期市场收入：

其中：

R_{+ C}：新建最佳电力厂在年N的预期市场电价收入（元）；

i：年N的交易周期i；

I：年N的总交易周期数；

SMP_送：年N交易周期i的预期市场电价，由市场模拟模型通过无约束调度方法确定（元/千瓦时）；

：新建最佳电力厂在年N交易周期i的预期电量，由市场模拟模型通过有约束调度方法确定（千瓦时）。

b) 根据以下公式确定新建最佳电力厂的年度发电成本：

其中：

电力项目的经济寿命根据本通知附件的规定确定（年）。_BNE：新建最佳电力厂在年N的年度发电成本（元）；

P_BNE：新建最佳电力厂的单位电量全费用平均成本，根据本通知第24条第4款确定（元/千瓦时）；

：新建最佳电力厂在年N交易周期i的预期电量，由市场模拟模型通过有约束调度方法确定（千瓦时）；

i：年N的交易周期I；

I：年N的总交易周期数。

c) 新建最佳电力厂的年度短缺成本按以下公式确定：

其中：

AS：新建最佳电力厂在年N的年度短缺成本（元）；

电力项目的经济寿命根据本通知附件的规定确定（年）。_BNE：新建最佳电力厂在年N的年度发电成本，根据本款b项确定（元）；

：新建最佳电力厂在年N的预期市场电价收入，根据本款a项确定（元）。

2. 确定月度短缺成本

新建最佳电力厂的月度短缺成本按以下公式分配年N的年度短缺成本：

其中：

t：年N的月份t；

MS：新建最佳电力厂在月份t的月度短缺成本（元）；

AS：新建最佳电力厂在年N的年度短缺成本（元）；

：月份t的最大系统负荷（兆瓦）。

3. 确定交易周期的市场功率价格

a) 按照以下公式确定新建最佳电力厂在年N的平均可用容量：

其中：

家标准在种植业领域。”_BNE：新建最佳电力厂在年N的平均可用容量（千瓦）；

I：年N的总交易周期数，不包括夜间低谷时段；

i：年N的交易周期，在此期间新建最佳电力厂预计被调用，不包括夜间低谷时段；

：新建最佳电力厂在年N交易周期i的预计调用量，由市场模拟模型通过有约束调度方法确定（千瓦）。

b) 按照以下公式确定每个交易周期的市场功率价格：

其中：

I：月份t的总交易周期数，不包括夜间低谷时段；

i：月份t的交易周期i，不包括夜间低谷时段；

：交易周期i的市场功率价格（元/千瓦）；

家标准在种植业领域。”_BNE：新建最佳电力厂在年N的平均可用容量（千瓦）；

MS：新建最佳电力厂在月份t的月度短缺成本（元）；

：交易周期i的系统负荷预测，根据本通知第19条规定的月份t典型日负荷曲线预测（兆瓦）；

：月份t的系统最小负荷预测（兆瓦）。

条 27. 确定年度合同电量

电厂的年度合同电量在制定下一年度运行计划过程中确定，包括以下步骤：

1. 使用市场模拟模型，采用带约束调度方法确定电厂的预计年度电量。

2. 按照下列公式计算电厂的年度计划电量：

          如果

       如果

       如果

其中：

：电厂第N年的年度计划电量（千瓦时）；

：根据市场模拟模型，采用带约束调度方法确定的电厂第N年预计电量（千瓦时），并转换为计量点电量；

：用于计算购售电合同价格的电厂第N年电量（千瓦时）；

a, b：年度电量调整系数，其中a = 0.9；b = 1.1。

3. 按照下列公式计算电厂的年度合同电量：

其中：

家标准在种植业领域。”_c：电厂第N年的年度合同电量（千瓦时）；

：电厂第N年的年度计划电量（千瓦时）；

：按照合同价格支付的电厂第N年的电量比例（百分比）。

条 28. 确定月度合同电量

电厂的月度合同电量在制定下一年度运行计划过程中确定，包括以下步骤：

1. 使用市场模拟模型，确定电厂每月的预计电量。

2. 按照下列公式确定电厂的月度合同电量：

其中：

：电厂第t个月的月度合同电量（千瓦时）；

家标准在种植业领域。”_c ：电厂的年度合同电量（千瓦时）；

：根据市场模拟模型，采用带约束调度方法确定的电厂第t个月的预计电量（千瓦时）。

条 29. 确定和签署年度及月度合同电量的责任

1. 系统运行单位和电力市场运营单位负责：

a) 根据本通知第二十七条和第二十八条的规定，计算发电单位的年度和月度合同电量；

b) 将计算结果发送给唯一的购电方和直接交易发电单位进行检查；

2. 唯一购电方和直接交易发电单位负责：

a) 向系统运行单位和电力市场运营单位提供数据以计算年度和月度合同电量；

b) 检查并与系统运行单位和电力市场运营单位合作处理计算结果中的偏差；

c) 根据计算结果，将年度和月度合同电量补充到差异购售电合同的附件中。

条 30. 确定市场价格上限

1. 系统运行单位和电力市场运营单位负责计算市场价格上限方案，包括市场价格上限、第N年的预计平均发电价格以及与第N-1年相比的预计平均发电价格变化率。市场价格上限方案至少应有三个（03）方案。

2. 第N年的市场价格上限不得超过最昂贵的背压火电机组报价上限的115%。

3. 年度平均发电价格按以下公式计算：

其中：

j：直接交易发电单位的第j个发电厂；

J：直接交易发电单位的所有发电厂总数；

P_PDTB：第N年的全系统平均发电价格（元/千瓦时）；

：本条第四款规定的第N年的全市场平均价格（元/千瓦时）；

：第N年的全系统总电量（千瓦时）；

：第N年直接交易发电单位的总电量（千瓦时）；

：第N年直接交易发电单位的第j个发电厂的差异购售电合同电量（千瓦时）；

：第N年直接交易发电单位的第j个发电厂的差异购售电合同价格（元/千瓦时）；

：第N年从BOT电厂购买电量的总成本（元）；

：第N年从战略多用途水电厂购买电量的总成本（元）；

社_DVPT：第N年购买辅助服务的总成本（元）。

4. 全市场平均价格按以下公式确定：

其中：

i：年N的交易周期i；

I：第N年的总交易周期数；

：第N年的全市场平均价格（元/千瓦时）；

：根据带传输约束的市场模拟模型，在交易周期i中所有参与市场的发电厂向市场供电的预计电量（千瓦时）；

：根据无传输约束的市场模拟模型，在交易周期i中市场电价的预计值（元/千瓦时）；

：交易周期i的市场容量价格（元/千瓦）。

节
下月运行计划

条 31. 负荷预测用于制定下月运行计划

电力系统和电力市场运营单位负责按照工商业部发布的输电系统规定的方法进行负荷预测，以服务下月运行计划的制定。用于制定下月运行计划的负荷预测数据包括：

一. 系统总负荷需求以及北部、中部、南部各地区的月度和每周负荷需求。

二. 北部、中部、南部各地区及整个系统的典型日负荷曲线，涵盖本月各周。

条 32. 计算水值

电力系统和电力市场运营单位负责计算下月各周的水值。计算结果用于制定下月运行计划，包括：

一. 战略多目标水电站预计发电量。

二. 阶梯式水电站的水值。

三. 其他水电站的水值。

四. 下月各周水电站水库的限水位。

条 33. 分类下月基荷、腰荷和峰荷机组

一. 电力系统和电力市场运营单位负责根据热电厂月度报价上限定价流程的规定，对下月的基荷、腰荷和峰荷机组进行分类。

二. 电力系统和电力市场运营单位负责使用市场模拟模型确定下月各发电机组的月平均负载系数。

三. 根据模拟结果中的月平均负载系数，机组被分为以下三个（03）组：

（a）基荷机组组，包括月平均负载系数大于或等于70%的发电机组；

（b）腰荷机组组，包括月平均负载系数大于25%且小于70%的发电机组；

（c）峰荷机组组，包括月平均负载系数小于或等于25%的发电机组。

条 34. 调整热电机组报价上限

一. 电力系统和电力市场运营单位负责根据本通知第22条规定的方法和第33条确定的机组分类，计算并调整下月热电机组的报价上限。

二. 电力系统和电力市场运营单位负责按照本通知附件1规定的市场时间表公布下月热电机组的报价上限。

条 35. 确定小时合同电量

电力系统和电力市场运营单位负责按照以下步骤确定下月发电厂的小时合同电量：

一. 使用市场模拟模型确定发电厂在下月每小时的预计发电量。

二. 按照以下公式确定小时合同电量：

其中：

i：月内第i个交易周期；

I：月内交易周期总数；

：发电厂在第i个交易周期内的合同电量（千瓦时）；

：发电厂在第i个交易周期内通过有约束调度方法确定的预计发电量（千瓦时），源自市场模拟模型；

：发电厂根据本通知第28条确定的月合同电量（千瓦时）；

三. 电力系统和电力市场运营单位负责按照本通知附件1规定的电力市场时间表向唯一购电方和直接交易发电方发送小时合同电量计算结果。

四. 唯一购电方和直接交易发电方负责确认电力系统和电力市场运营单位计算的小时合同电量结果。

节 3
下周运行计划

条 36. 下周水量价值

1. 电力系统和电力市场运营单位负责更新负荷预测、水文数据及相关数据，以计算下周的水量价值。

2. 电力系统和电力市场运营单位负责更新信息，重新计算下周的水量，并公布以下结果：

a) 多目标战略水电厂每小时预计发电量和水量价值；

b) 阶梯式水电厂组的水量价值；

c) 其他水电厂的水量价值；

d) 水库水电厂的周限水位。

条 37. 水电厂报价上限

水电厂的报价上限根据该电厂公布的下周水量价值确定，具体如下：

1. 若水量价值大于0元/千瓦时：

a) 水电厂的最高报价为水量价值的110%；

b) 水电厂的最低报价为水量价值的80%。

2. 若水量价值小于或等于0元/千瓦时，水电厂的最高报价和最低报价均为0元/千瓦时。

第五章
电力市场运行

节 1
电力市场次日运行

条 38. 次日电力市场运行信息

在D-1日9点前，电力系统和电力市场运营单位负责确定、计算并公布以下信息：

1. 系统及北、中、南三个区域次日负荷预测曲线。

2. 次日各交易周期预计出口和进口电量。出口和进口电量由唯一购电公司提供，依据本通知第58条和第59条的规定。

3. 根据国家能源局发布的输电系统规定，次日短期系统安全评估结果。

条 39. 报价单

报价单必须遵守以下原则：

1. 对于每个交易周期，机组最多可报5对价格（元/千瓦时）和容量（兆瓦）。

2. 报价中的容量是指发电机端容量。

3. 最小报价增量为3兆瓦。

4. 包括机组的技术参数信息，包括：

a) 机组次日公布的容量；

b) 机组最低稳定发电容量；

c) 机组最大增减容量速率。

5. 机组次日公布的容量不得低于前两日短期系统安全评估规定的容量，除非发生不可抗力技术故障。

6. 报价单中的第一个容量区间必须是机组最低稳定发电容量，最后一个容量区间必须是公布的容量。

7. 报价单位为元/千瓦时，最小数位为0.1。

8. 报价应在机组的报价上下限范围内，且不随报价容量增加而减少。

报价单格式见本通知附件3。

条 40. 阶梯式水电厂组报价

1. 阶梯式水电厂组应按照一组共同报价单进行报价，并遵守本通知第37条规定的报价上限。

2. 阶梯式水电厂组内的各电厂应协商指定一个代表报价单位。代表报价单位需向电力系统和电力市场运营单位提交包含各电厂协议的注册文件。

3. 如果未指定阶梯式水电厂组的代表报价单位，电力系统和电力市场运营单位将按该组的水量价值代为报价。

4. 代表报价单位应对阶梯式水电厂组内所有电厂的报价负责。

阶梯式水电厂组的水量价值是该组中最大的水库水电厂的水量价值。电力系统和电力市场运营单位负责确定用于计算阶梯式水电厂组水量价值的水库，并根据本通知第18条的规定分类水电厂。

5. 如果阶梯式水电厂组中有战略多目标水电厂：

a) 电力系统和电力市场运营单位应根据本通知第36条第2款的规定，公布该组内各电厂下周每小时发电量；

b) 当多目标水电厂的公布发电量因本通知第51条的规定调整时，电力系统和电力市场运营单位应相应调整该组下级电厂的公布发电量。

条41. 水电和其他BOT电厂报价规则

1. 具有调节水库的其他水电厂在一个（01）周内在市场上报价，并遵守本通则第37条规定的报价限价。

2. 具有调节水库的其他水电厂需在D日的前一天上午10时前向系统运行单位和电力市场公布D日每小时发电量。

3. 唯一购电方负责代表BOT电厂进行报价。

条42. 提交报价单

1. 在D日的前一天上午10时前，报价方须提交D日的报价单。

2. 报价方通过市场信息系统提交报价单。如因故障无法使用市场信息系统，报价方须与系统运行单位和电力市场协商采用以下优先顺序的替代方式提交报价单：

a) 向系统运行单位和电力市场指定的电子邮件地址发送电子邮件；

b) 按照系统运行单位和电力市场指定的传真号码发送传真；

c) 直接到系统运行单位和电力市场的办公地点提交报价单。

条43. 检查报价单的有效性

1. 在报价截止时间前30分钟，系统运行单位和电力市场须根据本通则第39条的规定检查收到的报价单的有效性。如果报价方提交了多份报价单，则仅考虑最后收到的一份。

2. 如果报价单无效，系统运行单位和电力市场须立即通知提交该报价单的报价方，并要求其在报价截止时间前重新提交最后一份有效报价单。

3. 在收到系统运行单位和电力市场关于报价单无效的通知后，报价方须修改并重新提交报价单，确保在报价截止时间前完成提交。

条44. 排班报价单

1. 在报价截止时间后，系统运行单位和电力市场须根据本通则第39条的规定检查收到的最后一份报价单的有效性。有效的最后一份报价单将作为排班报价单用于次日的调度安排。

2. 如果系统运行单位和电力市场未收到报价单或收到的最后报价单无效，将使用该发电单位的默认报价单作为排班报价单。

3. 各电厂的默认报价单确定如下：

a) 对于火电厂，默认报价单为最近一份有效报价单或由系统运行单位和电力市场确定的等效发电机组的报价单；

b) 对于水电厂和梯级水电厂，默认报价单为报价等于已公布的周水值的报价单。

条45. 使用的数据编制次日调度计划

系统运行单位和电力市场负责使用以下数据编制次日调度计划：

1. 全系统及北部、中部、南部各区域的日负荷曲线。

2. 各报价单位提交的报价单。

3. 根据本通知第36条第2款、第40条第6款和第41条第2款规定的水电站公布的发电量。

4. 根据本通知第58条和第59条规定的出口和进口电量。

5. 提供辅助服务的各电厂机组容量。

6. 调频和调峰备用容量要求。

7. 经系统运行单位和电力市场批准的输电网络和发电机组维护检修计划。

8. 根据工业和贸易部发布的《输电系统规定》对D日短期安全评估结果。

9. 从SCADA系统或由输电单位和发电单位提供的输电网络和发电机组可用性更新信息。

条46. 编制次日调度计划

系统运行单位和电力市场负责编制次日调度计划。次日调度计划包括：

1. 非约束性调度计划，包括：

a) 次日各交易时段预计的市场价格；

b) 次日各交易时段发电机组启动顺序。

2. 约束性调度计划，包括：

a) 次日各交易时段预计的每台机组调度图；

b) 次日每台机组预计的停机、开机和并网状态；

c) 次日各交易时段预计的系统运行方式和接线图；

d) 预警信息（如有）。

条47. 发布次日调度计划

每日15时前，系统运行单位和电力市场负责发布次日调度计划中的相关信息，具体如下：

1. 次日各交易时段预计的发电容量（包括调频和旋转备用容量）。

2. 次日各交易时段预计的市场价格。

3. 次日各交易时段预计需增减发电容量的机组名单。

4. 次日预计的缺电预警信息（如有），包括：

a) 预计缺电的交易时段；

b) 缺电量；

c) 违反的安全约束。

5. 次日预计的过剩电力预警信息（如有），包括：

a) 预计过剩电力的交易时段；

b) 预计停机的机组。

条48. 并网发电机组

1. 对于启动时间较长的机组，发电单位应根据系统运行单位和电力市场发布的次日调度计划准备并网。如果启动时间超过24小时，发电单位应根据系统运行单位和电力市场发布的短期安全评估结果进行并网。

2. 对于非启动时间较长的机组，发电单位应根据系统运行单位和电力市场发布的次小时调度计划准备并网。

条49. 发出缺电预警时的处理措施

1. 修改报价

a) 报价单位有权在报价变更生效前至少60分钟向系统运行和电力市场单位提交修改后的报价或剩余交易周期内的新报价；

b) 修改后的报价不得减少报价容量，也不得改变与原日报价相比的价格；

c) 系统运行和电力市场单位负责检查修改后报价的有效性，并将其作为调度报价使用，以编制下一小时的调度计划并计算电力市场价格。

2. 调整多目标战略水电厂的公布容量

系统运行和电力市场单位可根据本通知第51条第2款的规定调整多目标战略水电厂的公布容量。

节
近期电力市场运营

条50. 下一小时调度发电数据

系统运行和电力市场单位有责任使用以下数据编制下一小时的调度发电计划：

1. 全系统及北部、中部、南部各区域下一小时及随后三个小时的负荷预测曲线。

2. 各报价单位提交的报价单。

3. 按照已公布的日调度计划启动的迟启动机组的并网计划。

4. 多目标水电厂的公布产量。

5. 下一小时的调频容量、旋转备用、快速启动备用、冷备用和因系统安全约束必须发电的容量。

6. 从SCADA系统或输电单位和发电单位提供的传输网络和发电机组的可用性。

7. 其他系统安全约束。

条51. 调整多目标战略水电厂的公布产量

1. 在编制下一小时调度发电计划之前，系统运行和电力市场单位可根据本通知第36条第2款的规定，在以下情况下调整多目标战略水电厂的公布小时产量：

a) 水文情况出现异常变化；

b) 根据日调度计划发出缺电预警；

c) 国家管理机构作出关于为防洪灌溉调节多目标战略水电厂水库的决定。

2. 在第1款a)和b)点规定的情况下，多目标战略水电厂的小时产量调整范围由电力监管局根据系统运行和电力市场单位基于上一年度系统运行和电力市场结果评估提出的建议每年确定。在电力市场运营的第一年，调整范围为±5%。

条52. 编制下一小时调度发电计划

1. 系统运行和电力市场单位负责按照约束调度方法为发电机组编制下一小时的调度发电计划。

2. 在缺电情况下编制下一小时调度发电计划

a) 系统运行和电力市场单位按以下顺序调度发电机组：

- 根据调度报价；

- 多目标战略水电厂按照调整后的容量；

- 提供快速启动备用服务的机组，提供冷备用服务的机组，按照日调度计划；

- 提供因系统安全约束必须发电服务的机组；

- 旋转备用容量；

- 将调频备用容量降至最低允许水平。

b) 系统运行和电力市场单位检查并确定为确保系统安全所需预计削减的容量。

3. 在过剩电能情况下编制下一小时调度发电计划

系统运行和电力市场单位应通过以下顺序的措施调整下一小时的调度发电计划：

a) 停止自愿停机的机组；

b) 将提供旋转备用服务的机组发电量降至最低；

c) 将提供调频服务的机组发电量降至最低；

d) 按照报价从高到低停止非迟启动机组；

e) 逐步将迟启动机组的发电量降至最低稳定发电水平；

f) 按以下顺序停止迟启动机组：

- 启动时间最短的机组；

- 启动成本从低到高的机组。启动成本由单一购电方与发电单位协商并提供给系统运行和电力市场单位；

- 能够解决过剩电能问题的最小容量的机组。

条53. 公布下一小时调用计划

系统电力运营单位和电力市场有责任在运行时间前十五（15）分钟公布下一小时调用计划，包括以下内容：

1. 全系统及北部、中部、南部区域下一小时负荷预测。

2. 根据本通知第52条规定编制的下一小时发电机组调用计划以及随后的三（03）小时调用计划。

3. 系统电力运营单位和电力市场在功率不足或过剩情况下的处理措施。

4. 战略多目标水电厂公布的功率调整信息，按照本通知第51条的规定。

5. 预计的减载计划（如有）。

节 3
实时运行

条54. 实时电力系统调度

1. 系统电力运营单位和电力市场负责根据已公布的下一小时调用计划并遵守工业和贸易部发布的输电系统规定中的实时电力系统运行规定进行实时电力系统运行。

2. 发电厂有责任遵守系统电力运营单位和电力市场的调度指令。

条55. 干预电力市场

1. 干预电力市场的场合

系统电力运营单位和电力市场可以在以下情况下干预电力市场：

a) 系统正在按照工业和贸易部发布的输电系统规定中规定的紧急模式运行；

b) 无法在运行时间前十五（15）分钟发布下一小时调用计划。

2. 干预电力市场的措施

系统电力运营单位和电力市场应按以下顺序调用发电机组：

a) 根据该交易周期内有效报价的报价单位的报价；

b) 如果报价单位对该交易周期没有有效报价：

- 对于合同产量部分，应用最低价格；

- 对于剩余产量部分，应用最高报价价格。

c) 如果无法执行上述a)和b)款规定的措施，系统电力运营单位和电力市场有责任调用发电机组以确保按以下优先顺序实现目标：

- 确保发电量与负荷平衡；

- 满足频率调节备用要求；

- 满足旋转备用要求；

- 满足电压质量要求。

3. 干预电力市场的信息公开

a) 在干预电力市场时，系统电力运营单位和电力市场必须公开以下内容：

- 干预市场的理由；

- 预计干预电力市场的交易周期。

b) 自干预电力市场结束之日起二十四小时内，系统电力运营单位和电力市场有责任公开以下内容：

- 干预电力市场的理由；

- 干预电力市场的交易周期；

- 系统电力运营单位和电力市场采取的干预电力市场的措施。

条56. 停止电力市场运行

1. 出现下列情形之一时，电力市场停止运行：

a) 因自然灾害或国家安全防卫紧急情况；

b) 系统运行单位和电力市场运营单位在以下情况下提出停止电力市场的请求：

- 电力系统处于极端紧急状态，该状态由工业和贸易部发布的《输电系统规定》所定义；

- 无法确保电力市场安全、连续运行。

c) 电力市场运行结果未达到既定目标。

2. 电力监管机构负责审查并决定在第1款规定的情形下停止电力市场，并通知系统运行单位和电力市场运营单位。

3. 系统运行单位和电力市场运营单位负责将电力监管机构停止电力市场的决定通知参与电力市场的各方。

4. 在停止电力市场期间的系统运行：

a) 系统运行单位和电力市场运营单位负责按照以下原则调度和运行电力系统：

- 确保系统安全、稳定、可靠运行，以最低购电成本为整个系统供电；

- 确保履行发电厂与电网公司签订的购售电合同中规定的发电量，包括BOT电厂和其他有发电量承诺的电厂的购售电合同中的电量；

b) 发电厂、输电单位及其他相关单位应遵守系统运行单位和电力市场运营单位的调度指令。

条57. 恢复电力市场运行

1. 当满足以下条件时，可以恢复电力市场运行：

a) 导致停止电力市场的因素已被解决；

b) 系统运行单位和电力市场运营单位确认能够重新运行电力市场。

2. 电力监管机构负责审查并决定恢复电力市场，并通知系统运行单位和电力市场运营单位。

3. 系统运行单位和电力市场运营单位负责将电力监管机构恢复电力市场的决定通知参与电力市场的各方。

第四节
电力进出口
在电力市场运行中

条58. 处理出口电力在调度计划编制中的应用

1. 在D-2日16时前，唯一购电方有责任向系统运行单位和电力市场运营单位通报D日各交易周期预计的出口电力量。

2. 出口电力量按出口点负荷计算，并用于编制未来日和小时的系统负荷预测，以服务未来的调度计划。

条59. 处理进口电力在调度计划编制中的应用

1. 在D-2日16时前，唯一购电方有责任向系统运行单位和电力市场运营单位通报D日各交易周期的进口电力量。

2. 进口电力量按进口点发电量计算，在未来日和小时的调度计划编制中，其报价为零元/千瓦时。

条 60. 出口和进口电能量的结算

出口和进口的电能量按照唯一购电方签订的购售电合同进行结算。

第六章
||| 电力市场电量计算及
||| 电力市场结算

节 1
||| 电能量计量数据

条 61. 提供计量数据

1. 在D日后的第一个工作日（D+1）15时前，电能量计量数据管理单位有责任向系统运行单位和电力市场提供D日每个交易周期的电能量计量数据。

2. 在结算周期结束后第八个工作日（08）之前，电能量计量数据管理单位有责任根据工业和信息化部于2009年9月25日发布的第27号2009年第27号令《关于电力市场中发电竞争性市场的电能量计量的规定》向系统运行单位和电力市场提供结算周期内的电能量计量数据。

条 62. 计量数据存储

系统运行单位和电力市场有责任至少保存五年电能量计量数据及相关档案。

节
||| 电力市场价格计算
||| 和结算容量

条 63. 确定市场价格电量

1. 在交易日D之后，系统运行单位和电力市场有责任为D日每个交易周期制定市场价格电量计算计划，按以下顺序进行：

a) 通过将测量值转换为发电机组端的发电量来计算交易周期中的系统负荷；

b) 按照无约束调度方法对发电单位的报价计划中的容量区间和战略多用途水电厂公布的产量进行排序，直到总容量达到系统负荷为止。

2. 市场价格电量等于市场价格电量计算计划中最后一个容量区间的报价。如果市场价格电量计算计划中最后一个容量区间的报价高于市场价格上限，则市场价格电量等于市场价格上限。

3. 在D日后的第二个工作日（D+2）9时前，系统运行单位和电力市场有责任公布D日每个交易周期的市场价格电量。

条 64. 确定结算容量

1. 在交易日D之后，系统运行单位和电力市场有责任为D日每个交易周期制定容量计划，按以下顺序进行：

a) 通过将系统负荷加上以下部分来计算交易周期中的调整负荷：

- 交易周期的旋转备用容量；

- 交易周期的调频容量；

- 鼓励容量部分（相当于交易周期系统负荷的3%）。

b) 按照无约束调度方法对发电单位的报价计划中的容量区间和战略多用途水电厂公布的产量进行排序，直到总容量达到调整负荷为止。交易周期中安排的调频和旋转备用容量以零元/千瓦时的价格报价。

2. 发电机组在交易周期中的结算容量等于该机组在容量计划中安排的容量。

3. 在D日后的第二个工作日（D+2）9时前，系统运行单位和电力市场有责任公布D日每个交易周期中各机组的结算容量。

第六十五条 确定市场电力价格和干预市场的支付容量

一、在干预市场的时间少于二十四小时的情况下：

（一）电力系统和电力市场运营单位使用有效报价单确定市场电力价格，按照本通知第六十三条的规定，并根据第六十四条的规定确定支付容量；

（二）如果机组没有有效报价单，电力系统和电力市场运营单位使用合同电量的底价以及超出合同电量部分的顶价报价单来编制计算市场电力价格和支付容量的调度计划。

二、在干预市场的时间等于或超过二十四小时的情况下，电力系统和电力市场运营单位不对干预期间的市场电力价格和支付容量进行计算。

节 3
|||

第六十六条 电力市场交易发电量结算

一、电力系统和电力市场运营单位负责计算发电厂在交易周期内的结算电量组成部分，包括：

（一）高于市场价格顶价的热电厂的报价结算电量（Qbp）；

（二）增加发电量（Qcon）；

（三）市场电力价格结算电量（Qsmp）。

二、热电厂在交易周期内高于市场价格顶价的报价结算电量确定如下：

（一）确定报价高于市场价格顶价并被安排在交易周期i中计算市场价格的机组及其测量点位置；

（二）根据以下公式计算每个测量点的报价结算电量：

          如果

                                                      如果

其中：

i：第i个交易周期；

j：热电厂的第j个测量点，如本款第a项所述；

：第i个交易周期中，在测量点j处按报价结算的电量（千瓦时）；

：第i个交易周期中，在测量点j处实际测量的电量（千瓦时）；

：第i个交易周期中，在测量点j处与报价低于或等于市场价格顶价的容量相对应的电量，转换到该测量点（千瓦时）；

：第i个交易周期中，在测量点j处与报价高于市场价格顶价且被安排在计算市场价格中的容量相对应的电量，转换到该测量点（千瓦时）。

（三）根据以下公式计算发电厂的报价结算电量：

其中：

j：热电厂的第j个测量点，如本款第a项所述；

J：发电厂中报价高于市场价格顶价且被安排在计算市场价格中的测量点总数；

：第i个交易周期中，发电厂的报价结算电量（千瓦时）；

：第i个交易周期中，在测量点j处的发电厂的报价结算电量（千瓦时）。

三、发电厂在交易周期内的增加发电量确定如下：

（一）确定由于传输约束或其他约束而在交易周期内增加发电的机组；

（二）根据以下公式计算交易周期内在机组端点的增加发电量：

——对于未被要求按照调峰计划发电并在交易周期内根据调度指令增加发电功率的机组：

——对于已被要求按照调峰计划发电的机组：

其中：

：交易周期i中，机组在端点的增加发电量（千瓦时）；

：交易周期i中，根据电力系统和电力市场运营单位调度指令的机组发电功率（千瓦）；

：交易周期i中，被安排在计算市场价格中的机组发电功率（千瓦）；

：交易周期i中，按照调峰计划的机组发电功率（千瓦）；

：交易周期i中，根据调度指令必须增加发电时间（分钟）。

（三）通过将机组端点的增加发电量转换为测量点的增加发电量来确定机组在交易周期内的增加发电量， 。 自机组首端至计量点位置。

（四）根据以下公式计算发电厂在交易周期i中的增加发电量：

其中：

：交易周期i中，发电厂的总增加发电量（千瓦时）；

g：交易周期i中，发电厂的增加发电机组；

G：交易周期i中，发电厂的增加发电机组总数；

：交易周期i中，发电机组g的增加发电量（千瓦时）。

四、发电厂在交易周期i中的市场电力价格结算电量确定如下：

其中：

：交易周期i中，发电厂的市场电力价格结算电量（千瓦时）；

：交易周期i中，发电厂的实际测量电量（千瓦时）；

：交易周期i中，高于市场价格顶价的热电厂的报价结算电量（千瓦时）；

：交易周期i中，发电厂的增加发电量（千瓦时）。

条 67. 市场电能结算

1. 电力系统和市场运营单位负责计算发电厂在结算周期内的市场电能总结算金额，按照以下公式：

其中：

Rg：结算周期内市场电能总结算金额（元）；

Rsmp：结算周期内按市场价格结算的电量部分的结算金额（元）；

Rbp：结算周期内按报价高于市场最高限价的热电厂电量部分的结算金额（元）；

：结算周期内新增发电量部分的结算金额（元）。

2. 发电厂在结算周期内按市场价格结算的电量部分的结算金额按照下列程序确定：

a) 按照每个交易周期的公式计算如下：

其中：

：发电厂在结算周期内第i个交易周期按市场价格结算的电量部分的结算金额（元）；

SMP_送 ：结算周期内第i个交易周期的市场价格（元/千瓦时）；

：结算周期内第i个交易周期按市场价格结算的电量（千瓦时）。

b) 按照结算周期的公式计算如下：

其中：

：发电厂在结算周期内按市场价格结算的电量部分的结算金额（元）；

i：结算周期内的第i个交易周期；

I：结算周期内的交易周期总数；

：发电厂在第i个交易周期按市场价格结算的电量部分的结算金额（元）。

3. 热电厂在结算周期内按高于市场最高限价的报价结算的电量部分的结算金额按照下列程序确定：

a) 按照每个交易周期的公式计算如下：

- 当发电厂计量电量大于或等于按合同价格结算的电量时：

其中：

：热电厂在第i个交易周期内高于市场最高限价的报价部分的结算金额（元）；

j：热电厂报价单中高于市场最高限价的第j个报价区间；

J：热电厂报价单中高于市场最高限价的报价区间的总数；

：热电厂在第i个交易周期内报价单中第j个报价区间的报价（元/千瓦时）；

：热电厂在第i个交易周期内报价单中最高的报价（元/千瓦时）；

：以报价为 的热电厂在第i个交易周期内被调用的总容量（千瓦时），并转换为计量点；

：热电厂在第i个交易周期内高于市场最高限价的电量（千瓦时）。

- 当发电厂计量电量小于按合同价格结算的电量时：

其中：

：热电厂在第i个交易周期内高于市场最高限价的报价部分的结算金额（元）；

SMP_送：第i个交易周期内的市场价格（元/千瓦时）；

：热电厂在第i个交易周期内高于市场最高限价的电量（千瓦时）。

b) 按照结算周期的公式计算如下：

其中：

：热电厂在结算周期内高于市场最高限价的报价部分的结算金额（元）；

i：热电厂在第i个交易周期内以高于市场最高限价的报价被调用；

I：热电厂在结算周期内以高于市场最高限价的报价被调用的交易周期总数；

：热电厂在第i个交易周期内高于市场最高限价的报价部分的结算金额（元）。

4. 发电厂在交易周期内新增发电量部分的结算金额按照下列程序确定：

a) 按照每个交易周期的公式计算如下：

其中：

：发电厂在第i个交易周期内新增发电量部分的结算金额（元）；

g：交易周期i中，发电厂的增加发电机组；

G：交易周期i中，发电厂的增加发电机组总数；

：发电机组g在第i个交易周期内的新增发电量（千瓦时）；

：发电机组g在第i个交易周期内新增发电量部分的报价（元/千瓦时）。

b) 按照结算周期的公式计算如下：

其中：

：发电厂在结算周期内新增发电量部分的结算金额（元）；

i：结算周期内第i个交易周期，在该周期内热电厂需根据调度指令增加发电量；

I：结算周期内热电厂需根据调度指令增加发电量的交易周期总数；

：发电厂在第i个交易周期内新增发电量部分的结算金额（元）。

条 68. 市场容量支付

系统运行单位和电力市场负责按照以下程序计算发电厂在结算周期内的市场容量支付金额：

1. 按照以下公式计算每个交易周期的支付金额：

其中：

：发电厂在交易周期i的容量支付金额（元）；

g：按容量价格支付的发电机组；

G：按容量价格支付的所有发电机组总数；

：交易周期i的市场容量价格（元/千瓦）；

：发电机组g在交易周期i的支付容量（千瓦）。

2. 按照以下公式计算结算周期的支付金额：

其中：

：发电厂在结算周期的容量支付金额（元）；

i：结算周期内的第i个交易周期；

I：结算周期内的交易周期总数；

：发电厂在交易周期i的容量支付金额（元）。

条 69. 差价合约支付条款

根据系统运行单位和电力市场公布的市场价格和容量市场价格，发电单位应按照以下程序计算结算周期内的差价合约支付金额：

1. 按照以下公式计算每个交易周期的支付金额：

其中：

：交易周期i的差价支付金额（元）；

：交易周期i按合同价格支付的电量（千瓦时）；

P­_c：差价购电合同价格（元/千瓦时）；

SMP_送：第i个交易周期内的市场价格（元/千瓦时）；

CAN_送：交易周期i的容量市场价格（元/千瓦时）。

2. 按照以下公式计算结算周期的支付金额：

其中：

Rc：结算周期的差价支付金额（元）；

i：结算周期中的第i个交易周期；

I：结算周期内的交易周期总数；

：交易周期i的差价支付金额（元）。

条 70. 干预市场的支付

1. 如果干预时间少于24小时，发电单位将根据本通知第67、68和69条规定的价格和支付容量获得支付。

2. 如果干预时间等于或超过24小时，发电单位将根据合同价格获得全部计量电量的支付。

条 71. 停止市场的支付

在停止市场期间，发电单位将根据合同价格获得全部计量电量的支付。

第四节
服务辅助支付和其他支付

条 72. 转换成本支付的服务备用旋转

1. 系统运行单位和电力市场负责按照以下程序计算发电单位在结算周期内提供旋转备用服务的转换成本支付金额：

a) 按照每个交易周期的公式计算如下：

其中：

：发电单位在交易周期i的转换成本支付金额（元）；

g：发电单位在交易周期i提供的旋转备用发电机组；

G：发电单位在交易周期i提供的所有旋转备用发电机组总数；

：发电机组g在交易周期i的计划旋转备用容量（千瓦时）；

：交易周期i发电机组g的转换成本（元/千瓦时）。转换成本按以下方式计算：

其中：

：交易周期i的市场价格（元/千瓦时）；

：与旋转备用容量对应的最高报价（元/千瓦时）。

b) 按照结算周期的公式计算如下：

其中：

：结算周期的转换成本支付金额（元）；

i：结算周期中发电单位提供旋转备用的第i个交易周期；

I：结算周期中发电单位提供旋转备用的交易周期总数；

：发电单位在交易周期i的转换成本支付金额（元）。

2. 只有热电机组提供旋转备用才能获得转换成本支付。

条73. 备用快速启动服务、备用冷备用服务和因系统安全约束必须提供的运行服务的支付

提供备用快速启动服务、备用冷备用服务和因系统安全约束必须提供的运行服务的单位，根据与电力系统运营商和电力市场签订的服务辅助供应合同进行支付。

条74. 战略多目标水电厂的支付

战略多目标水电厂的支付按照与唯一购电方签订的购售电合同执行。

条75. 其他支付

1. 发电机组具有无功功率补偿功能并用于电压调节的发电机组，从电网接收的电量以提供无功功率补偿，按以下方式支付：

a) 对于在电力市场上报价的发电机组，按照市场价格支付；

b) 对于未在电力市场上报价的发电机组，按照购售电合同支付。

2. 根据本通知第52条第3款d项和e项规定被迫停运的火电机组，其启动费用按照唯一购电方与发电企业之间达成的费用标准支付。

3. 如果由数据管理单位提供的当月电量计量数据（依据本通知第61条第2款）与该月内每日电量计量数据总和（依据本通知第61条第1款）存在差异，则差额电量将按照唯一购电方与发电企业之间签订的购售电合同价格支付。

节5
支付程序和手续

条76. 电力市场结算计算所需的数据

在D+2日9时前，电力系统运营商和电力市场有责任汇总并向唯一购电方和发电企业提供用于每个电厂结算计算的数据，依据本通知附件6的规定。

条77. 交易日电力市场结算清单

1. 在D+4日前，电力系统运营商和电力市场有责任编制并向唯一购电方和发电企业发送该交易日的初步电力市场结算清单，依据本通知附件4规定的格式。

2. 在D+6日前，直接参与交易的发电企业和唯一购电方有责任向电力系统运营商和电力市场通报初步电力市场结算清单中的任何错误（如有）。

3. 在D+6日，电力系统运营商和电力市场有责任编制并向唯一购电方和发电企业发送完整的交易日电力市场结算清单。

条78. 结算周期的电力市场结算清单

1. 电力系统运营商和电力市场有责任汇总结算周期内所有交易日的结算数据，并与数据管理单位提供的电量计量数据汇总记录进行核对。

2. 自结算周期最后一个交易日起十个工作日内，电力系统运营商和电力市场有责任编制并发布结算周期的电力市场结算清单。

3. 结算周期的电力市场结算清单包括每个交易日的结算清单以及汇总表，依据本通知附件5规定的格式，并附有电表读数和电量确认记录。

条 79. 电费结算文件

1. 发电单位直接交易根据电费市场结算清单为唯一购电方建立并提交市场电费结算凭证。

2. 发电单位根据唯一购电方与发电单位之间签订的购售电合同规定，建立并向唯一购电方提交合同电费结算凭证。

3. 每月20日前，发电单位建立并向唯一购电方提交结算发票。结算发票包括市场电费和合同电费结算款项。

条 80. 辅助服务合同结算文件

发电单位负责根据发电单位与电力系统和电力市场运营单位之间的辅助服务供应合同建立辅助服务结算文件。

条 81. 发票调整

1. 若发票有错误，发电单位或唯一购电方有权在发票发出之日起一个月内提出调整请求。相关各方应负责合作确定并统一调整付款金额。

2. 发电单位负责将调整付款金额补充到下一个结算周期的发票中。

条 82. 结算

1. 最迟于每月最后一天，唯一购电方和电力系统及电力市场运营单位应根据发电单位的发票进行结算。

2. 发电单位和唯一购电方应负责在电力市场上采用符合本通知和其他相关规定的方式进行结算。

条 83. 结算差错处理

对于超出或少于发票金额的结算，相关单位应按照购售电合同或辅助服务供应合同的规定处理这些差错。

第七章
编 电力市场活动软件

条 84. 电力市场活动软件

1. 电力市场活动软件包括：

a) 市场模拟模型；

b) 水值计算模型；

c) 调度和调度计划编制软件；

d) 结算计算软件；

e) 其他支持电力市场活动的软件。

2. 电力系统和电力市场运营单位负责建设、发展和运行支持电力市场的软件。

条 85. 电力市场活动软件要求

1. 确保准确性、可靠性、保密性，并满足电力系统和电力市场运营单位制定的标准。

2. 应具备完整的技术指南和操作流程。

条 86. 电力市场活动软件的建设和发展

1. 电力市场活动软件必须建设和发展以支持本通知规定的计算和交易以及电力市场操作流程。

2. 电力系统和电力市场运营单位负责

a) 制定电力市场活动软件标准；

b) 在应用前对软件是否符合本款a项规定的标准进行审查和测试；

c) 公布软件列表、算法和使用流程。

条 87. 软件审计

1. 为市场服务的软件在以下情况下必须进行审计：

a) 正式运行电力市场之前；

b) 使用新软件之前；

c) 效率调整或升级影响计算之后；

d) 定期审计。

2. 软件审计由独立审计单位执行。电力系统和电力市场的运营单位有责任提出独立审计单位，并报电力监管机构审批。

第八章
电力市场信息系统
及信息公告规定

节 1
电力市场信息系统

条 88. 电力市场信息系统结构

电力市场信息系统包括以下基本组成部分：

1. 支持管理和交换电力市场信息的硬件和软件系统。

2. 数据库和存储系统。

3. 服务于电力市场的电子门户，包括内部电子门户网站和公共电子门户网站。

条 89. 电力市场信息系统的管理与运行

1. 电力系统和电力市场的运营单位负责建设、管理和运行电力市场信息系统。

2. 市场参与者有责任在其管辖范围内投资设备，以满足电力系统和电力市场运营单位提出的各项技术要求，确保与电力市场信息系统的连接。

3. 电力计量数据管理单位负责发展、管理和运行连接电力系统和电力市场运营单位的电力市场信息系统与市场参与者设备之间的传输网络。

4. 电力系统和电力市场的运营单位只有在完成验收并获得电力监管机构批准后才能投入运行或更改现有电力市场信息系统。

5. 电力系统和电力市场的运营单位有责任为电力信息系统配备备用设备，以确保在电力市场信息系统故障或无法运行时能够收集、传输和公布市场信息。

节
电力市场信息管理与公告

条 90. 电力市场信息提供与公告

1. 发电单位、唯一购电方、输电单位和电力计量数据管理单位有责任通过电力市场信息系统的电子门户向电力系统和电力市场的运营单位提供用于制定运行计划、调度和结算计算的信息和数据。

2. 电力系统和电力市场的运营单位有责任通过电力市场信息系统的电子门户向市场参与者提供和公告运行市场信息、数据和报告。

3. 信息访问权限级别根据各单位职能确定，并在电力市场信息系统运行规程和信息公告中规定。

4. 电力系统和电力市场的运营单位有责任在公共电子门户网站上公开以下信息：

a) 市场参与者的相关信息；

b) 系统负荷数据；

c) 市场价格统计数据；

d) 在电力市场信息系统运行规程和信息公告中规定的其他信息。

条 91. 市场信息准确性的保障责任

1. 市场参与者有责任确保在提供时市场电力信息的准确性和完整性。

2. 如发现已提供的、公布的市场电力信息不准确或不完整，市场参与者有责任更正并重新提供准确的信息给相关单位。

条 92. 电力市场信息保密

1. 电力系统和市场运营单位不得泄露由电力市场参与者提供的信息，包括：

a) 电力购销合同信息；

b) 发电单位在交易日结束前的报价；

c) 超出权限范围的其他信息。

2. 电力市场参与者不得泄露超出其授权范围提供的和公布的信息。

条 93. 信息保密豁免情形

1. 根据法律规定，应电力监管机构或其他有权机关的要求提供信息。

2. 自行从市场上公开信息中汇总、分析得出的信息，不是由其他电力市场参与者违规提供的情况下的信息。

条 94. 电力市场信息存储

电力系统和市场运营单位负责保存通过电力市场信息系统进行的所有信息交换活动记录。信息保存期限至少为五年。

节 3
电力市场运行报告

条 95. 电力市场运行信息公开

电力系统和市场运营单位负责定期编制并公开电力市场运行信息，具体如下：

1. 每日15时前，编制并公开前一天的电力市场运行报告。

2. 每周星期二前，编制并公开上周的电力市场运行报告。

3. 每月10日前，编制并公开上个月的电力市场运行报告。

4. 每年1月31日前，编制并公开上年度的电力市场运行报告。

条 96. 电力市场运行报告制度

1. 每月10日前，电力系统和市场运营单位负责向电力监管机构提交上个月的电力系统和市场运行报告，按照电力监管机构规定的格式。

2. 每年1月31日前，电力系统和市场运营单位负责向电力监管机构提交上一年度的电力系统和市场运行报告，按照电力监管机构规定的格式。

3. 在市场干预结束后24小时内，电力系统和市场运营单位负责向电力监管机构报告市场干预情况。

4. 电力系统和市场运营单位根据电力监管机构的要求，负责及时报告电力系统和市场的运行情况。

条97. 审计数据和遵守情况在电力市场中

1. 定期审计

每年3月31日前，电力系统和电力市场运营单位负责组织并完成上一年度电力市场中的数据审计和遵守情况的审计工作。年度审计内容包括：

a) 对电力系统和电力市场运营单位在电力市场中的数据、计算过程进行审计，包括：

- 用于电力市场计算过程的数据；

- 计算步骤；

- 计算结果。

b) 对电力系统和电力市场运营单位遵守本通知规定的程序和手续的情况进行审计。

2. 突击审计

电力监管机构有权要求电力系统和电力市场运营单位根据具体审计内容和范围，在以下情况下组织突击审计：

a) 在发现电力市场运行异常迹象时；

b) 根据电力市场参与者的要求。程序如下：

- 电力市场参与者向电力监管机构提交书面请求，明确审计的内容和理由；

- 自收到请求之日起三十日内，电力监管机构负责审查并出具批准或不批准审计的书面意见，其中应说明被批准审计的内容和范围或拒绝的理由。

3. 电力系统和电力市场运营单位有责任提出具备能力的独立审计单位以执行电力市场审计内容，并通过电力监管机构审核。

4. 电力市场参与者有责任在电力市场审计过程中充分合作。

5. 审计费用：

a) 在本条第1款和第2款a项规定的审计情况下，由电力系统和电力市场运营单位支付；

b) 在本条第2款b项规定的审计情况下，由提出审计的一方支付。

6. 自审计结束之日起十日内，电力系统和电力市场运营单位有责任将审计报告提交给电力监管机构及相关单位。

第九章
处理争议和处罚违规行为

节 1
处理争议

条98. 电力市场争议处理程序

1. 电力市场中产生的争议按照工业和贸易部发布的关于电力活动争议处理程序的规定解决。

2. 在按照本条第1款规定处理争议之前，各方有责任在六十（60）天内通过以下一种方式自行协商解决（调解）：

a) 自行调解；

b) 通过中间人调解。各方可以邀请专家或要求电力监管机构指派人员作为调解中间人。

条99. 调解过程中的各方责任

1. 就调解形式、谈判时间和地点达成一致。

2. 提供与争议内容相关的所有必要信息和文件，真实准确。

3. 提出合法证据以保护合法权益。

4. 以善意和合作精神参与谈判。

5. 在调解过程中，如果发现争议存在违反电力市场规定的行为，则发现方有责任告知另一方停止调解并向电力监管机构报告。

条100. 争议通知和准备谈判

1. 发生争议时，申诉方有责任以书面形式向被申诉方通报争议情况并要求解决该争议，并向电力监管机构提交一份副本以作报告。

2. 自收到通知之日起十五日内，各方应就调解方式、需解决的内容、谈判时间和地点达成一致。如选择通过中间人进行调解，各方应就选定中间人的职责达成一致。各方有权在已约定的调解时间之前协商更换中间人。

条101. 调解组织

1. 自行调解

各方有责任就需解决的内容进行交流和协商。

2. 通过中间人调解

a) 各方有责任选择中间人并就中间人的职责达成一致；

b) 各方有责任向中间人提供争议案件的内容、与争议有关的信息和文件以及各方的要求；

c) 各方可以同意中间人提出的解决方案；要求中间人修改或补充该解决方案，或者自行协商以达成新的解决方案。

条102. 调解记录

1. 在调解结束或调解期限届满后，争议各方有责任制作调解记录，包括以下内容：

a) 调解的时间和地点；

b) 参加调解各方的名称和地址；

c) 争议内容摘要；

d) 各方的要求；

e) 各方已达成一致的内容；

f) 各方未能达成一致的内容及其原因。

2. 自调解记录制作之日起五日内，各方有责任向电力监管机构提交一份副本以作报告。

条103. 在电力监管机构解决争议

1. 各方有权在以下情况下将争议提交电力监管机构解决：

a) 根据本通知第98条第2款规定的调解期限届满而调解未成功或因一方不参与调解而无法组织调解；

b) 一方未履行调解记录中已达成一致的内容。

2. 接到争议解决申请书（起诉状）后，电力监管机构有责任按照工业和贸易部发布的《电力活动争议处理程序和手续规定》中的程序和手续解决争议。

节
处理违法行为

条104. 违规行为的发现和报告

1. 电力市场中的违规行为一经发现必须以书面形式报告给电力监管机构。

2. 报告违规行为的内容包括：

a) 报告单位的名称和地址；

b) 违规单位的名称和地址；

c) 违规行为；

d) 违规行为发生的时间和日期；

e) 发现违规行为的原因。

条 105. 检查、核实违法行为

1. 自收到关于违法行为的报告之日起五（05）日内，电力监管机构负责组织检查、核实。

2. 在进行检查、核实违法行为的过程中，电力监管机构有权：

a) 要求有违法嫌疑的单位及相关单位提供必要的信息和资料以供检查、核实使用；

b) 要求有违法嫌疑的单位作出解释；

c) 委托鉴定、征求专家意见或相关机构、单位的意见；

d) 召集有违法嫌疑的单位及因违法行为而受影响的单位就解决和纠正违法行为提出意见。

3. 在检查、核实过程中，电力监管机构有责任按照本通知有关保密信息的规定，对提供的信息和资料保密。

条 106. 制作违法记录

1. 自开始检查、核实之日起三十（30）日内，电力监管机构负责完成检查、核实，并对违反电力市场运行规定的行为制作违法记录。如案件情况复杂，检查、核实期限可延长，但不得超过自开始检查、核实之日起六十（60）日。

2. 违法记录的制作应遵循本通知中关于电力领域行政处罚的规定。

3. 如检查、核实结果表明被举报的行为未违反电力市场运行规定，电力监管机构应停止检查、核实并向举报的组织和个人通报。

条 107. 处理违法行为的形式

1. 违法单位必须承担根据电力领域行政处罚规定对每种违法行为所规定的处罚形式和程度之一。

2. 对于违反本通知第八条第一款规定的发电厂，除按本条第一款规定处罚外，还应暂停其参与电力市场的权利。暂停参与电力市场的时间取决于违法行为的性质和程度，但不超过六（06）个月。

条 108. 暂停参与电力市场权利的程序和手续

1. 对于违反本通知第八条第一款规定的发电厂，在违法记录制作之日起五（05）日内，电力监管机构应审查并作出暂停发电厂参与电力市场权利的决定，并将该决定发送给违法发电厂和系统运营商及电力市场运营商。

2. 自收到暂停参与电力市场权利的决定之日起一（01）日内，系统运营商及电力市场运营商有责任公布暂停违法发电厂参与电力市场的决定。

3. 自第十十七条第二款规定的期限届满后，如果发电厂仍未纠正违法行为，电力监管机构有权作出延长暂停参与电力市场权利的决定。延长的时间不得超过自暂停参与电力市场权利期限届满之日起六（06）个月。

第十章
组织实施

条 109. 组织实施

1. 电力监管委员会负责普及、指导、检查和监督本通知的执行。

2. 越南电力集团负责指挥电力系统运行单位和电力市场：

a) 在本通知生效之日起六个月内，编制技术规程报电力监管委员会发布，包括：

- 年度、月度和周度运行计划编制规程；

- 新建电厂最佳选择及市场容量价格计算规程；

- 电力市场模拟规程；

- 水值计算规程；

- 热电厂机组分类及报价上限计算规程；

- 发电机组调用计划编制规程；

- 市场信息系统的运行和信息发布规程。

b) 投资建设并升级符合本通知要求的电力市场信息系统及相关软件。

3. 参与电力市场的各单位负责完善符合本通知规定的市场信息系统设备。

4. 参与电力市场竞争发电市场的发电单位负责签署由商务部发布的适用于竞争发电市场的购售电合同。

5. 在执行本通知过程中，如遇问题，相关单位有责任向电力监管委员会报告，研究并提出建议，提交商务部修改和完善本通知以适应实际情况。

条 110. 生效日期

1. 本通知自2010年6月25日起生效。

2. 电力监管委员会主任、商务部办公厅主任、商务部监察长、各相关部司局长、相关单位和电力市场成员负责执行本通知。/。