第一章
总则

第一条 调整范围

本通知规定了竞争电力批发市场（以下简称电力市场）的运行，主要包括以下内容：参与电力市场的注册；电力市场运行计划的制定；报价机制；调度计划机制；电力市场的电能计量；市场价格确定和结算计算；信息公开；电力市场监管运行；以及参与电力市场主体的责任。

第二条 适用对象

本通知适用于以下参与电力市场的单位：

1. 批发购电单位。

2. 发电单位。

3. 电力系统和电力市场运营公司（国家电力系统和电力市场运营公司—NSMO）。

4. 输电单位。

5. 越南电力集团。

条3. 术语解释

在本通知中，下列术语定义如下：

1. AGC （英文缩写：Automatic Generation Control）是指自动调节发电机组有功功率增减，以维持系统频率在允许范围内稳定运行，并遵循经济运行原则的设备系统。

2. 包销 是指购电单位对发电单位关于最低电量购买承诺的要求，在购售电合同或购电单位与BOT发电单位或经有权机关批准转换为购售电合同的燃料购销合同中的补充协议中规定的义务。

3. 报价单 是指发电机组向电力系统和市场运营公司提交的电力销售报价单，按照本通知规定的格式进行。

4. 调度报价单 是指电力系统和市场运营公司接受用于编制次日和交易周期调度计划的报价单。

5. 默认报价单 是指在未收到发电单位有效报价的情况下，电力系统和市场运营公司用于编制次日和交易周期调度计划的报价单。

6. 结算表 是指电力系统和市场运营公司编制的直接交易发电单位和购电单位的每日交易和每个结算周期的结算计算表。

7. 电力市场干预 是指电力系统和市场运营公司在遇到本通知第63条第1款规定的情况时，必须采取的改变正常市场运行状态的行为。

8. 短期水火电优化程序 是指电力系统和市场运营公司使用的短期水火电优化软件，用于计算次日和间接参与电力市场的发电厂的启动和调度图，用于编制次周市场运行计划和计算次日间接参与电力市场的发电厂的调度图。

9. 结算周期 是指每月一次的交易凭证、发票编制周期，从每月第一天开始计算。

10. 宣布容量 是指发电机组的最大可调容量，由报价单位、间接参与市场的发电厂公布，或者由电力系统和市场运营公司与发电单位签订辅助服务供应合同并根据市场运行调度计划公布。

11. 调度容量 是指在交易周期内，由电力系统和市场运营公司实际调度的发电机组容量。

12. 次日交易周期调度容量 是指预计在次日第一个交易周期中调度的发电机组容量。

13. 次日调度容量 是指根据约束调度结果，预计在次日交易周期中调度的发电机组容量。

14. 最低稳定发电容量 是指发电厂发电机组的最小发电容量（Pmin），由售电方和购电方在购售电合同中协商一致并规定。

15. 增量发电容量 是指调度容量与市场定价调度图中安排的容量之间的差额。

16. 电力市场信息门户 是指具有发布电力系统和电力市场运行信息功能的电子门户网站。

17. 辅助服务 是指二次频率控制、快速启动、备用运行发电、电压调整和黑启动等确保电力系统安全的服务。

18. 增量发电量 是指与增量发电容量相对应的发电机组实际调度产生的电量。

19. 报价单位 是指直接在电力市场上提交报价单的单位，包括发电单位或已登记直接报价的发电厂，以及代表阶梯水电站组提交报价的单位。

20. 批发购电单位 是指负责在现货电力市场上购电的电力公司，在输电网和配电网之间以及配电网上的发电厂交割点进行购电。在电力市场初期运行阶段，批发购电单位包括越南电力集团下属的五个总公司（北方总公司、中部总公司、南方总公司、首都总公司和南部总公司）。

21. 购电单位 是指在电力批发市场中作为购电方参与的单位，包括批发购电单位和越南电力集团。

22. 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。 是指拥有一个或多个参与电力市场的发电厂，并与购电单位签订这些发电厂的购售电合同的单位。

23. 间接交易发电单位 是指其发电厂不直接在电力市场上报价，也不适用本通知第八章规定的市场结算机制的发电单位。

24. 直接交易合同发电单位 是指拥有一个或多个参与电力市场的发电厂，并与批发购电单位签订这些发电厂的购售电合同的单位。

25. 直接交易发电单位 是发电单位，其电厂被报价、调度和根据本通函第八章的规定进行结算。

26. 数据计量单位 是负责系统数据采集、处理和存储的单位，为电力市场服务，包括系统运行和市场运行单位、发电单位、输电单位和购电单位，在各自的数据管理范围内。

27. 输电企业 是获得许可在输电领域运营的电力单位，负责管理和运行国家输电网。

28. 系统运行和市场单位 是负责国家电力系统调度和电力市场交易操作的单位。

29. 出口电力单位 是具有与出口点签订和管理电力出口合同职能的电力单位，该出口点位于国家电力系统的输电网上，按照规定执行。

30. FTP（文件传输协议） 是用于在参与市场的各方之间传输信息和文件的协议和工具。

31. 市场容量价格 是每个交易周期计算的价格，并用于计算发电单位的功率结算金额。

32. 报价底价 是发电机组在次日报价中允许的最低价格。

33. 市场电价 是每个交易周期确定的每单位电量的价格，用于计算市场中的电量结算金额。

34. 全部市场价格 是每个交易周期的市场电量价格和市场功率价格的总和。

35. 报价顶价 是发电机组在次日报价中允许的最高价格。

36. 市场电价上限 是每年确定的市场电量价格上限。

37. 负荷削减值 是在计算模型中使用的参数，代表由于缺乏电源而导致负荷削减时的罚函数值。

38. 水价 是计算水电站蓄水量用于替代未来热电发电量时的边际期望价格，按每单位电量换算。

39. 效率衰减系数 是发电机组随运行时间减少的效率指标。

40. 年平均负荷系数 是一年内总发电量与总装机容量乘以计算年负荷系数小时数的比例。

41. 月平均负荷系数 是一个月内总发电量与总装机容量乘以计算月负荷系数小时数的比例。

42. 电力市场信息系统 是由系统运行和市场运行单位管理的设备和数据库系统，用于电力市场的管理和信息交换。

43. 电力市场信息技术系统 包括电力市场信息系统、SCADA/EMS系统、电能计量系统和数字签名系统，满足电力市场和其他系统运行要求，符合本通函的规定。

44. 月度事件确认文件 是根据本通函附件四第六条规定编制的文件，关于系统运行和市场运行单位、发电单位和购电单位之间的结算数据对账程序。

45. 电力购买协议 直接交易购售电合同

46. 是购电单位与发电单位直接交易的购售电合同，采用工业和贸易部发布的标准格式。 是直接参与电力市场竞争交易和辅助服务管理及协调的人员。

47. 负荷块 是在计算水价模型中使用的参数，从一个时间（小时）和负荷（兆瓦时）的配对值中确定。在计算水价时，一周内的负荷至少包含五个负荷块。

48. 约束调度 是根据最小购电成本方法并考虑系统中的技术约束来安排发电机组启动顺序的过程。

49. 无约束调度 是不考虑系统中的约束，仅根据最小购电成本方法来安排发电机组启动顺序的过程。

50. 下一交易周期调度计划 是系统运行和市场运行单位计算并公布的下一交易周期及其后七个交易周期的发电机组启动计划。

51. 次日调度计划 是系统运行和市场运行单位编制的次日各交易周期发电机组启动计划。

52. 市场电价计算计划 是系统运行和市场运行单位在当前交易日后编制的计划，用于确定每个交易周期的市场电价。

53. 电力市场仿真模型 是系统运行和市场运行单位使用的软件系统，用于模拟发电机组启动和计算市场电价，用于年度、月度和周度运行计划。

54. 水价计算模型 是系统运行和市场运行单位使用的优化水火电软件系统，用于计算水价，用于年度、月度和周度运行计划。

55. 最低水位线 是水电站水库每月或每周末的最低上水位，由系统运行和市场运行单位根据工业和贸易部发布的《输电系统规定》中关于中期和短期系统安全评估的规定计算并公布。

56. 最优水位 是水电站水库每月或每周末的上水位，确保发电用水最有效且满足所有约束条件，由系统运行和市场运行单位计算并公布。

57. 年N 是当前运行的电力市场的年度，按公历计算。

58. 日D 是当前交易日。

59. 典型日是根据工业和信息化部发布的《负荷研究内容、方法、程序和手续规定》选定的具有典型用电模式的日期。典型日包括工作日典型日、周末（周六、周日）典型日以及节假日（如有）的年、月和周典型日。

60. 交易日 是电力市场交易活动进行的日子，从每日零时至二十四时。

61. 建设-经营-转让（BOT）发电厂 是由投资者与有权限的国家机关通过合同投资建设的发电厂。

62. 最佳新建电厂 是指新投入运营的燃煤发电厂，其次年的平均发电成本计算值最低，并且购售电合同价格依据工业和信息化部发布的标准发电厂电价框架协商确定。最佳新建电厂每年被选中用于计算电力市场容量价格。

63. 战略多目标水电厂 是指在总理批准的大规模发电厂名单中具有特别重要的经济和社会意义、国防和安全意义的水电厂，以及工业和信息化部批准的与大规模发电厂配合运行并具有特别重要的经济和社会意义、国防和安全意义的水电厂名单中的水电厂。

64. 合同分配发电厂 是与越南电力集团签订购售电合同并按照本通知第四十条第二款的规定分配给购电单位的发电厂。

65. 阶梯式水电厂群 是一组水电厂，在其中上游水电厂水库泄出的水量占下游水电厂水库来水量的全部或大部分，并且在两个发电厂之间没有超过两天的调节水库。

66. 交易节点 是用于确定电力现货市场交易中电力买卖电量的位置。

67. 调度计划软件 是电力系统和电力市场调度机构使用的软件系统，用于编制次日和交易周期的发电机组调度计划。

68. 系统负荷 是整个电力系统的总电量，转换为发电机组极头的电量，并减去总装机容量不超过30兆瓦且不参与电力市场的发电厂的发电量以及同一河流上属于一个发电企业且总装机容量不超过60兆瓦的阶梯式水电厂的发电量（符合工业和信息化部发布的可避免成本费率规定的适用条件）。

69. 区域电力系统负荷 是整个区域电力系统的总电量，考虑了出口电量和输电网损耗及该区域配电网的损耗。

70. 国家电力系统负荷 是各区域电力系统负荷和连接区域线路的损耗之和。.

71. 系统负荷 结算用负荷 是整个电力系统在交易周期内的总电量，转换为发电机组极头的电量，并加上进口电量。

72. 计量电量 是发电厂在交电位置计量到的电量。

73. 年度计划电量 是发电厂预计在次年调动的电量。

74. 月度计划电量 是发电厂预计在年内每月调动的电量。

75. 燃料消耗率 是发电机组或发电厂生产一单位电量所消耗的热量。

76. 用户账户 是用户及其成员单位使用以登录电力市场电子门户网站的用户名。

77. 月份M 是当前运行的电力市场的月份，按公历月份计算。

78. 参与电力市场成员 是根据本通知第二条的规定参与电力市场交易或提供服务的单位。

79. 现货电力市场 是实施调度计划、根据报价计算市场价格并在每个交易周期内结算发电企业和购电企业间电力买卖交易的市场。

80. 容量不足 是所有发电企业的总装机容量小于预测的系统负荷需求的情况。

81. 市场信息 是与电力市场活动相关的所有数据和信息。

82. 报价截止时间 是发电企业在该时间之后不得更改次日报价，除非符合本通知第四十六条的规定。在电力市场中，对于日D的报价截止时间为日D-1的上午11点30分。

83. 调度顺序 是根据价格从低到高的原则对报价中的功率区间进行排序的结果，同时考虑系统的约束条件。

84. 年度负载系数计算小时数 是对于在前一年N-1之前已投入商业运行的发电机组，全年N的总小时数，或者对于在当年N投入商业运行的发电机组，从商业运行开始到年底的总小时数，扣除当年N经批准的检修时间。

85. 月度负载系数计算小时数 是对于在前一个月M-1之前已投入商业运行的发电机组，当月M的总小时数，或者对于在当月M投入商业运行的发电机组，从商业运行开始到月底的总小时数，扣除当月M经批准的检修时间。

86. 慢启动机组 是无法在30分钟内启动并接入电网的发电机组。

87. 电力市场电子门户网站 是具有发布电力市场运行信息功能的电子门户网站。

88. 周T 是当前运行的电力市场周期。

89. 超过燃料气限制 指在日历日前或周期前安排中，燃气轮机机组首次报价带内相同报价总容量加上间接参与电力市场的发电厂最低稳定容量大于这些电厂根据燃料气限制计算出的总容量限制的情况。超过燃料气限制适用于调度安排工作，不用于调整发电厂的合同产量。

90. 计量位置 是安装电能计量系统以确定用于电力市场结算的电能量交割量的位置，遵循工业和信息化部发布的电力系统电能计量规定及其他相关规定的指定位置。

91. 停机故障概率 是由于故障原因导致单个机组不可用的概率，以百分比（%）表示，等于故障停机周期数与可用周期数和故障停机周期数之和的比例。

第二章
参加电力市场的注册

第四条 发电单位参加电力市场的责任

一、持有发电领域电力业务许可证，装机容量超过30兆瓦并接入国家电网的发电厂；水电厂装机容量达到或超过10兆瓦且购售电合同到期（包括阶梯电价）；非水电可再生能源发电厂按照国家鼓励和优惠机制签订的购售电合同到期，装机容量达到或超过10兆瓦；BOT发电厂合同期满并移交给越南；符合政府令第80/2024/NĐ-CP号2024年7月3日关于可再生能源发电单位直接向大用户售电机制的规定的可再生能源发电厂。 经过国家电网 必须参加电力市场。拥有上述发电厂的发电单位有责任完成注册手续并直接参与电力市场，除非符合本条第三款规定的情况。

二、装机容量不超过30兆瓦并接入110千伏及以上电压等级电网的发电厂（除本条第三款第一项、第三项、第五项、第六项规定的情况外），非水电可再生能源发电厂装机容量达到或超过10兆瓦；, 工业区内仅将部分电量出售给国家电网的发电厂有权选择直接参与电力市场。选择直接参与电力市场的情况下，发电厂有责任：

（一）按照本条第五款的规定准备基础设施；

（二）按照本通知第七条第一款的规定完成并提交参与电力市场注册申请表；

（三）遵守本通知及有关法律法规对参与电力市场的发电单位的要求。

三、间接参与电力市场的发电厂包括：

（一）合同期有效的BOT发电厂；

（二）除本条第二款规定情况外的非水电可再生能源发电厂；

（三）受国家利益约束必须使用最大天然气燃料量的热电厂，并经有权机关批准间接参与电力市场；

（四）除本条第二款规定情况外，工业区内仅出售部分或不向国家电网出售电量的发电厂；

（五）战略多用途水电厂；

（六）进口电源；

（七）必须提供快速启动辅助服务并列入年度公布名单的发电厂；

（八）合同期有效的按避免成本机制运行的发电厂。

四、在每年N年的11月1日前，系统运营商和电力市场运营商有责任编制并向电力监管局报告下一年度N+1直接交易发电单位、间接交易发电单位和电力市场购电单位的名单，以便向市场参与者公布。

五、直接参与电力市场的发电单位拥有发电厂，有责任投资和完善市场信息系统的设备连接（包括：报价系统、调度管理系统、市场结算支持系统、内部市场信息网络系统）、SCADA/EMS系统、电能计量系统和数字签名，满足电力市场运营要求和其他按规定要求的系统。

条 5. 购电单位参与电力市场的责任

1. 购电单位在从属于本通则第六十九条规定的批发电力市场范围内的计量点购电时，有责任注册参与电力市场。

2. 购电单位有责任投资并完善系统设备，以接入电力市场信息系统、电能计量系统、远程电能计量数据采集系统，在其管理范围内的边界计量点，并满足电力市场运行要求的数字签名及其他系统的规定。

条 6. 参与电力市场的时间点

1. 拥有发电厂的发电单位自以下日期起有责任参与电力市场：

a) 如果发电厂的商业运营日被认可在M-1月的20日前，则为M月的第一天；

b) 如果发电厂的商业运营日被认可在M-1月的20日至月底之间，则为M+1月的第一天。

2. 拥有发电厂的发电单位在其享受国家鼓励和优惠政策（包括BOT电厂移交至越南）的合同期满后，自以下日期起有责任参与电力市场：

a) 如果按照确定发电价格的方法签订的购售电合同由工业和贸易部发布在M-1月的20日前，则为M月的第一天；

b) 如果按照确定发电价格的方法签订的购售电合同由工业和贸易部发布在M-1月的20日至月底之间，则为M+1月的第一天。

3. 购电单位自开始从输电网接收和购买电力之日起有责任参与电力市场。

条 7. 发电直接交易单位和购电单位参与电力市场的登记

1. 对于发电直接交易单位

a) 发电单位在满足以下条件时可参与电力市场：

- 有效的发电业务许可证；

- 完成第四条第五款本通则规定的系统验收并投入运行；

- 完成签署购售电合同及发电厂商业运营日确认书；

- 就阶梯水电站群报价单位达成一致（如果发电单位代表阶梯水电站群）。

b) 自根据本通则第六条规定必须参与电力市场的最后期限起七个工作日内，发电单位有责任向电力系统运营商和电力市场提交每座发电厂的参与电力市场登记文件一套。电力系统运营商和电力市场有责任指导各单位关于发电单位参与电力市场登记文件的内容。

2. 对于购电单位

a) 购电单位在满足以下条件时可参与电力市场：

- 有效的电力业务许可证；

- 边界交割点符合规定的电能计量要求；

- 完成远程电能计量数据采集系统在管理范围内边界计量点的验收并投入运行，内部市场信息网络系统以及数字签名。

b) 自根据本通则第六条第二款b项规定必须参与电力市场的最后期限起七个工作日内，购电单位有责任向电力系统运营商和电力市场提交参与电力市场登记文件一套。电力系统运营商和电力市场有责任指导各单位关于购电单位参与电力市场登记文件的内容。

条8. 注册参与电力市场资料的检查

1. 自收到申请资料之日起两个工作日内，电力系统和电力市场运营单位负责检查申请参与电力市场的资料完整性，并要求申请人补充完善资料，如资料未符合本通 tư第7条的规定。

2. 自收到有效申请资料之日起三个工作日内，电力系统和电力市场运营单位负责检查资料并评估申请单位正式参与电力市场的资格。

3. 若申请参与电力市场的单位已满足所有参与电力市场的条件，电力系统和电力市场运营单位有责任通知该申请单位并在电力市场网站上至少提前二十四小时公布该单位正式参与电力市场的时间。

条9. 参与电力市场成员的信息

1. 参与电力市场的成员有责任向电力系统和电力市场运营单位登记有关其单位的一般信息。

2. 电力系统和电力市场运营单位有责任制定并公布适用于不同类型的参与电力市场成员的具体注册信息要求。

3. 计量表注册和连接点

a) 电力系统和电力市场运营单位建立并维护在其交易范围内的计量表和连接点的注册信息；

b) 对于每个计量表，注册信息必须明确指出负责管理、运行计量表的单位以及负责从计量表收集数据的单位；

c) 电力系统和电力市场运营单位应与相关的参与电力市场成员合作确认每个参与电力市场成员的连接点和计量表；

d) 如连接点的所有权或责任发生变更，相关参与电力市场成员必须通知电力系统和电力市场运营单位。

4. 电力系统和电力市场运营单位有责任存储并更新所有参与电力市场成员的注册信息。

5. 如注册信息发生变化，参与电力市场成员有责任将这些变化通知电力系统和电力市场运营单位。

6. 电力系统和电力市场运营单位有责任更新并公布参与电力市场成员的注册信息，包括任何变更；完整保存历史信息和数据。

7. 电力系统和电力市场运营单位有责任在有新的参与电力市场注册或参与电力市场成员的相关变更时，向电力监管机构报告，包括：新成员的注册情况及注册资料审核结果，参与电力市场成员的注册信息变更或退出市场的情况。

条 10. 终止参与电力市场

1. 终止参与电力市场的情形

a) 电厂在以下情况下终止参与电力市场：

- 根据发电单位所有者提出的请求，在电厂完全停止运行或无法在一年内维持并恢复其注册的装机容量的情况下；

- 电厂的电力业务许可证被吊销或失效。

b) 批发购电单位不再在其范围内的交割点购买电力，或者其批发、零售电力业务许可证被吊销或失效。

2. 如果电力业务许可证被吊销，发电单位或批发购电单位退出电力市场的时间从许可证被吊销之日起算，由有权机关决定。在其他情况下，成员应在希望退出电力市场日期前至少30天向系统运营商和电力市场提交书面退出申请。

3. 自收到电力市场参与者提交的退出申请书面通知之日起10日内，系统运营商和电力市场有责任审查、决定并通知国家电力监管机构进行监督执行。

4. 系统运营商和电力市场负责保存档案并在电力市场网站上公布电力市场参与者退出市场的信息。

条 11. 处理未直接参与电力市场的发电厂调用问题

1. 对于已获得电力业务许可证且按规定必须参与电力市场的发电厂，如果发电单位所有者未能完成市场参与登记，没有购售电合同，有购售电合同但无电价或电价已失效，机组尚未达成商业运营日协议，系统运营商和电力市场不得将这些机组调入国家电网，除非出现以下情况：

a) 发生供需失衡或为确保供电安全的情况；

b) 满足下泄水量要求，按照联调水库运行规程、单库运行规程或政府主管部门的要求（对于水电厂）；

c) 防止溢流（对于水电厂）。

2. 对于已经商业运营，正在办理市场参与登记或等待进入市场的发电厂：按间接参与电力市场的发电厂处理。

3. 根据本条第1款、第2款规定，经系统运营商和电力市场调用的发电厂，发电单位所有者应根据购售电合同或双方经政府主管部门批准的协议获得付款。

第三章
 电力市场运行原则

条 12. 交易日、交易周期、调度周期、运行原则

1. 交易日从公历日的00:00至24:00计算。

2. 交易周期为每交易日每30分钟，自每个30分钟开始时间起算。在基础设施条件满足的情况下，电力监管机构考虑将交易周期缩短至少于30分钟。

3. 调度周期为每交易日每30分钟，自每个30分钟开始时间起算。在基础设施条件满足的情况下，电力监管机构考虑将调度周期缩短至少于30分钟，并与第二款规定的交易周期缩短同步进行。

4. 在参与电力市场过程中，各主体有责任按照规定执行，遵守调度指令和电力系统及电力市场的运营单位的指导，以确保电力市场稳定运行、有效竞争以及电力系统的安全可靠运行。

条 13. 买卖电能交易点

1. 每个参与电力市场的成员的买卖电能交易点包括：

a) 对于发电企业，该企业的交易点位于其拥有的发电厂与国家电网的交割点；

b) 对于购电批发企业，该企业的交易点位于：

- 输电网与购电企业的配电网之间的交割点；

- 参与电力市场的发电厂与购电企业配电网之间的交割点（如有）；

- 购电企业配电网与其他参与电力市场的购电企业之间的交割点。

2. 发电企业和购电企业必须在参与电力市场注册过程中向电力系统和电力市场运营单位登记其交易点。如果交易点发生变化或新增交易点，发电企业和购电企业有责任将此信息通知电力系统和电力市场运营单位。

3. 电力系统和电力市场运营单位负责与相关单位合作建立、管理和公布对应每个参与电力市场成员的交易点目录。

4. 电力系统和电力市场运营单位负责与相关单位合作建立并管理每个交易点的计量表目录，以确定在每个交易周期内该交易点上电力市场的交易电量。

条 14. 报价限价

1. 电力市场上发电机组的报价限于底价和顶价之间。

2. 对于火电机组

a) 火电机组的顶价每年确定，每月调整，根据以下因素计算：

- 火电机组的热耗率；

- 火电机组随运行时间下降的效率系数；

- 燃料价格；

- 根据购售电合同变动的价格。

b) 火电机组的底价为每千瓦时0元人民币。

3. 对于水电机组

a) 水电机组的顶价由本通知第四十二条确定；

b) 水电机组的底价为每千瓦时0元人民币。

条 15. 市场价格适用于直接交易发电单位

一、市场电能量价格适用于发电单位

（a）电力系统和电力市场运营机构负责在运行后根据非约束调度方法计算；

（b）不得超过市场价格上限。

二、市场容量价格适用于发电单位

（a）电力系统和电力市场运营机构负责在制定下一年度运行计划过程中计算，并在适用年度内保持不变；

（b）基于确保新建电厂能够收回变动成本和固定成本的原则进行计算。

三、适用于发电单位的全市场电价由以下两部分总和构成：

（a）适用于发电单位的市场电能量价格；

（b）适用于发电单位的市场容量价格。

条 16. 确定合同电量

1. 总则

（a）发电单位与购电单位应协商一致并在购售电合同中规定合同电量或按照本款第（b）项规定的框架内确定按合同价格结算的电量比例，以确定年度（或多年度周期中的每年）合同电量。依据购售电合同中已协商一致的年度合同电量，发电单位与购电单位应计算并协商将合同电量分配到当年各月。

若发电单位与购电单位就年度、月度合同电量达成一致，则应通过书面形式向电力系统和电力市场运营机构通报已达成的一致内容，以便电力系统和电力市场运营机构据此分配合同电量至各交易周期。若发电单位与购电单位仅就按合同价格结算的电量比例达成一致，则应向电力系统和电力市场运营机构通报，以便其根据本通知的规定进行计算和分配合同电量。

（b）按合同价格结算的电量比例不超过100%，不低于60%；

（c）对于有燃料包销义务且经国家有权管理机关批准将电厂燃料包销条款纳入购售电合同的电厂：发电单位与购电单位应向电力系统和电力市场运营机构提供信息，以便其计算和分配合同电量。其中，年度合同电量不得低于相应燃料包销量对应的电量，并考虑电厂当年的可用性。

二、对于已与越南电力集团签订合同的电厂

（a）若发电单位与越南电力集团就年度、月度合同电量达成一致，双方应将相关信息提交给电力系统和电力市场运营机构，按照本通知第三十八条第三款的规定计算并分配合同电量至各交易周期；

（b）若发电单位与越南电力集团仅就按合同价格结算的电量比例达成一致而未就年度合同电量达成一致；或者未能就年度、月度合同电量达成一致，按照本条第五款规定：

- 对于火电厂：电力系统和电力市场运营机构应按照本通知第二十八条的规定计算下一年度最低合同电量，并将其分配至下一年度各月，同时按照本通知第三十八条第一款的规定计算火电厂月度合同电量，并分配至各交易周期，按照本通知第三十八条第三款的规定执行；

- 对于水电厂：电力系统和电力市场运营机构应按照本通知第三十八条第二款的规定计算月度合同电量，并按照本通知第三十八条第三款的规定计算各交易周期的合同电量。

三、对于已与越南电力集团签订合同并分配给购电单位的电厂，以及已与购电单位签订合同的电厂

（a）若各方就年度、月度合同电量达成一致，应将相关信息提交给电力系统和电力市场运营机构，按照本通知第四十条的规定计算并分配合同电量至各交易周期；

（b）若各方仅就按合同价格结算的电量比例达成一致而未就年度合同电量达成一致；或者未能就年度、月度合同电量达成一致，按照本条第五款规定：电力系统和电力市场运营机构应按照本通知第二十八条、第二十九条和第三十八条的规定计算最低年度合同电量、最低月度合同电量和月度合同电量，并按照本通知第四十条的规定分配至各交易周期。

四、对于新电厂（自本通知生效之日起投入商业运营）

（a）在预计商业运营日期前90天，发电单位与购电单位应在购售电合同中协商一致并规定按合同价格结算的电量比例或年度、月度合同电量，按照本条第一款第（a）项的规定；

（b）若发电单位与购电单位未能就剩余月份的合同电量达成一致：电力系统和电力市场运营机构应按照本通知第三十八条第一款或第二款的规定进行计算。

c) 合同周期交易电量：除发电单位和购电单位另有约定外，发电厂的每个周期交易电量由系统运行商和电力市场根据第三十八条第三款和第四十条的规定，在制定下月运行计划时，依据当月合同电量分配到各周期交易电量确定。

5. 对于已签订合同但未与越南电力集团或购电批发单位就N+1年度合同电量或按合同价格结算电量达成一致的电厂，按照本条第一款规定，在每年11月15日前向系统运行商和电力市场提供：

a) 发电单位和购电单位负责提出按合同价格结算电量的比例和年度合同电量报告，并在每年11月20日前提交给电力监管局，并提供给系统运行商和电力市场；

b) 根据发电单位和购电单位的报告，系统运行商和电力市场应根据本条第一款b项的规定，提出下一年度按合同价格结算电量比例的方案，并报告电力监管局；

c) 若各方仍无法就N+1年度或月度合同电量或按合同价格结算电量达成一致：在当年12月10日前，根据系统运行商和电力市场的计算结果（见本款b项），工业和贸易部公布N+1年度按合同价格结算电量比例，供各方在未达成一致期间执行；

- 工业和贸易部公布的按合同价格结算电量比例应在本条第一款b项规定的范围内；

- 根据工业和贸易部公布的按合同价格结算电量比例，系统运行商和电力市场应根据本通知第二十八条的规定计算年度最低合同电量和月度最低合同电量，并根据本通知第三十八条第一款和第二款的规定计算月度合同电量，通知发电单位和购电单位，以执行本通知规定的电力市场运行规则；

d) 在应用工业和贸易部公布的按合同价格结算电量比例期间，发电单位和购电单位继续就当年剩余月份的合同电量进行协商。如果发电单位和购电单位就当年剩余月份的合同电量达成一致，则应将该协议提供给系统运行商和电力市场进行计算并公布。在系统运行商和电力市场计算并公布合同电量时，若发电单位和购电单位仍未达成一致，则各单位应按照系统运行商和电力市场已经计算并公布的合同电量执行；

6. 合同电量调整：

a) 调整月度合同电量：

- 若发电单位和购电单位在运行月前就月度合同电量或月度合同电量调整内容（调整情况、调整原则）达成一致：月度合同电量调整应按照购售电合同的规定执行，不适用本通知。各单位有责任将已达成一致的内容通知系统运行商和电力市场，以便支持电力市场运行工作；

- 若月度合同电量由系统运行商和电力市场根据本通知第三十八条第一款的规定计算，且发电单位和购电单位之间没有关于月度合同电量调整的其他约定：月度合同电量调整应按照本通知第三十七条规定的调整原则执行；

b) 调整交易周期合同电量：

- 若发电单位和购电单位在系统运行商和电力市场计算并公布交易周期合同电量之前就交易周期合同电量调整原则（调整情况、调整原则）达成一致：交易周期合同电量调整应按照双方的协议执行。各单位有责任将已达成一致的内容通知系统运行商和电力市场，以便支持电力市场运行工作；

- 若交易周期合同电量由系统运行商和电力市场根据本通知第三十九条和第四十条的规定计算，且发电单位和购电单位之间没有关于交易周期合同电量调整的其他约定：交易周期合同电量调整应按照本通知第三十九条规定的调整原则执行。

条17. 发电资源调动原则在发生过载或过剩时

1. 调动发电资源的原则必须确保技术约束，以保证电力系统连续、可靠和安全运行；包括以下因素：

a) 电力系统的技术要求，如处理电气设备过载，保持电压水平，电网稳定，满足高峰负荷需求；

b) 初级燃料供应系统的技术要求；

c) 发电厂的消纳要求；

d) 下游供水或联调水库群规定的水位限制。

2. 适用条件：

a) 在制定运行计划工作中：当最低稳定发电容量或为满足热电厂并网机组的技术约束所需的发电容量，可再生能源发电预测容量，水电站泄洪容量或满足某一区域或整个电力系统中下游供水需求的周期交易量大于该区域负荷加上互联传输限制或整个系统负荷预测值时；

b) 在编制调度计划工作中：当间接参与交易的发电单位总容量，可再生能源发电预测容量以及直接参与电力市场的发电厂总容量（包括水电厂底价报价部分，最低稳定发电容量或为满足热电厂并网机组的技术约束所需的发电容量）在一个区域或整个电力系统中的交易周期大于该区域负荷加上互联传输限制或整个系统负荷预测值时。

3. 当电力系统运行工作符合本条第2款规定条件时，电力系统和电力市场运营单位有责任按照以下顺序停止或减少发电厂、发电机组的调动：

a) 按照变动成本从高到低依次减少热电机组的发电容量；

b) 根据接入协议或购售电合同中规定的条件，优先停止或减少水电厂和可再生能源电厂（在接入协议或购售电合同规定的条件下）；

c) 按照剩余有效库容比例从低到高依次停止未泄洪的水电厂；

d) 按照以下顺序停止启动缓慢的机组：(i) 自愿停机的机组；(ii) 按机组报价价格（仅适用于次日和当前周期的调度计划）；(iii) 按变动成本从高到低排序；如果启动缓慢的机组变动成本相同，则按启动成本从低到高排序；

减少仍有储能能力的可再生能源电厂；

e) 减少不采用FIT机制的可再生能源（除本条第3款第i项规定的电厂外）；

减少采用FIT机制的风电场和光伏电站的一部分或全部（除本条第3款第i项规定的电厂外）；中压并网的分布式光伏发电系统（仅适用于年度、月度和周度计划计算框架）；采用避免成本机制调动的水电厂（除正在泄洪的水电厂外）；

减少直接参与电力市场的正在泄洪的水电厂和间接参与电力市场的正在泄洪的水电厂；

减少正在进行商业运行前试验的电厂的一部分（机组、风力涡轮机、太阳能/风能线路）或全部；

4. 对于本条第3款同一项下的电厂或发电机组，应根据其容量比例（核定/可用/公布并选择的）平均分配容量，不考虑价格标准。

第四章 实施细则
电力市场运行计划

节 1
明年运行计划

条18. 运行年度计划

1. 电力系统和电力市场运行单位负责制定下一年度电力市场运行计划，包括以下内容：

a) 选择最佳的新发电厂；

b) 计算市场价格容量价格；

c) 计算水电水库的最优水位和蓄水量；

d) 计算热电厂机组报价限价；

đ) 确定电力市场最高限价方案；

e) 计算计划产量、年度最低合同产量，并将年度最低合同产量分配到各月，对于尚未就年度和月度合同产量达成一致的热电厂。

2. 电力系统和电力市场运行单位负责使用电力市场模拟模型来计算本条第1款规定的各项内容。热电厂在电力市场模拟中使用的输入参数是根据本条第3款确定的机组变动成本，水文特性，水电厂的技术特性，按照工业和贸易部发布的输电系统运行计划规定的要求，确保满足排放标准和其他关于二次频率控制服务的限制条件。

3. 热电厂的变动成本按如下方式确定：

a) 如果能够确定购售电合同中的热耗率值，则机组的变动成本按如下方式确定：

VC_办= + +

其中：

VC_办： 机组的变动成本（元/kWh）；

： 根据主要燃料（煤、气）成本波动调整的变动部分价格（元/kWh）；

： 根据辅助燃料（油）成本波动调整的变动部分价格（元/kWh）；

： 根据其他因素波动调整的变动部分价格（元/kWh）。

- 根据主要燃料成本波动调整的变动部分价格，按以下公式确定：

 

其中：

： 根据主要燃料成本波动调整的变动部分价格（元/kWh）；

： 购售电合同中规定的发电机组平均热耗率（kg/kWh或BTU/kWh或kcal/kWh）；

： 包括运输费用在内的主要燃料价格（元/kCal；元/BTU或元/kg）。

- 根据辅助燃料成本波动调整的变动部分价格，按以下公式确定：

 

其中：

： 根据辅助燃料成本波动调整的变动部分价格（元/kWh）；

： 根据设备制造商提供的技术参数，在购售电合同中约定的辅助燃料平均热耗率（kg/kWh）；

： 包括运输费和其他费用在内的辅助燃料价格（元/kg）。

- 主要和辅助燃料的平均热耗率由购电单位提供并根据效率衰减系数进行调整。如果购售电合同中的热耗率是整个项目寿命期的平均值，则不根据效率衰减系数进行调整。如果购售电合同只规定了不同负载下的热耗率曲线，则机组的热耗率应在与合同中规定的多年平均发电量相对应的负载水平上确定。

如果热电厂没有在购售电合同中规定热耗率，则通过具有相同发电技术和装机容量且同一家制造商的标准电厂的热耗率来确定。电力系统和电力市场运行单位负责计算发电厂的燃料消耗率或热耗率；

- 热电厂的效率衰减系数由购电单位提供的购售电合同中的效率衰减系数确定。

如果购售电合同中没有效率衰减系数的数据，则采用电力系统和电力市场运行单位确定的与该电厂属于同一类别的标准电厂的效率衰减系数。

- 发电厂的其他变动部分价格（元/kWh）按购售电合同的规定确定。

b) 如果购售电合同中没有规定热耗率，则机组的变动成本等于合同中规定的当年变动价格（包括主要燃料的运输费用），并考虑影响当年变动价格的因素。对于未签订购售电合同的电厂，当年变动价格按具有相同发电技术和装机容量的已签订购售电合同的电厂确定。

c) 用于计算当年变动价格或变动成本的各价格和成本组成部分的依据如下：

- 当年燃料价格由有权机构公布或指导确定；

- 按照购售电合同或购售燃料合同规定的当年燃料价格。如果燃料价格取决于燃料供应计划和/或燃料价格指数，发电单位和燃料供应商有责任向购电方提供燃料供应计划和/或燃料价格指数，以供在确定当年预计燃料价格时参考；

- 根据最近三个月支付电费的记录确定当年燃料价格，同时考虑影响当年燃料价格的因素。如果在编制当年计划时还没有包含最近一个月完整燃料价格的支付记录（支付记录未完全反映购售燃料合同中的燃料价格），可以使用基于符合购售燃料合同规定的发票的最近一个月的平均燃料价格。

- 如果购售电合同中规定的变动成本、燃料消耗率在多个负载水平下确定，则应用电厂85%的负载水平来计算当年变动价格和预计变动成本。

4. 每年10月25日前，电力系统和电力市场运营单位有责任征求越南电力集团、发电单位和购电单位关于下一年度电力市场运行计划的意见。

5. 被征求意见的单位有责任在每年11月5日前向电力系统和电力市场运营单位提交关于下一年度电力市场运行计划的意见。基于各单位的意见，电力系统和电力市场运营单位完成计算，并在每年11月15日前将下一年度电力市场运行计划（包括计算结果、输入数据和计算说明）报电力监管机构审批，以供工业和贸易部审查批准。

第十九条 水电站分类

1. 在电力市场中的水电站具体分类如下：

a) 多目标战略水电站；

b) 阶梯式水电站组；

c) 调节库容超过两天的水电站；

d) 调节库容不足两天的水电站；

对于使用水利蓄水发电并有国家主管部门特别要求的水电站，电力监管机构有责任报告工业和贸易部审议该年度水电站参与市场的形式。

2. 每年，电力系统和电力市场运营单位有责任根据本条第一款规定对水电站进行分类并更新名单。

第二十条 下一年度运行计划的负荷预测

1. 电力系统和电力市场运营单位有责任按照工业和贸易部发布的输电系统规定的方法进行负荷预测，以制定下一年度运行计划。用于制定下一年度运行计划的负荷预测数据包括：

a) 全国电力系统及北部、中部、南部各区域全年和每月的总负荷需求；

b) 北部、中部、南部各区域及全国电力系统每月典型日负荷曲线图；

c) 全国电力系统每月的最大和最小负荷功率。

2. 购电单位有责任按照工业和贸易部发布的输电系统规定的方法进行下一年度负荷预测，并将其提交给电力系统和电力市场运营单位。

第二十一条 下一年度运行计划的辅助服务

1. 电力市场中为电力系统运行提供的辅助服务类型包括：

a) 二次调频；

b) 快速启动；

c) 电压调整；

d) 黑启动；

e) 系统安全所需的备用发电能力。

2. 电力系统和电力市场运营单位有责任根据工业和贸易部发布的输电系统规定确定各种辅助服务的需求。

第二十二条 下一年度基荷、腰荷和峰荷分类

1. 电力系统和电力市场运营单位有责任使用市场模拟模型来确定各发电厂的年平均负荷系数。

2. 根据模拟结果得出的年平均负荷系数，电力系统和电力市场运营单位有责任将发电厂分为以下三类：

a) 基荷电厂组：包括年平均负荷系数大于或等于60%的发电厂；

b) 腰荷电厂组：包括年平均负荷系数大于25%且小于60%的发电厂；

c) 峰荷电厂组：包括年平均负荷系数小于或等于25%的发电厂。

条23. 确定火电机组的最高报价价格

1. 在能够确定热耗率的情况下

a) 火电机组的最高报价价格按照以下公式确定：

 

其中：

：火电机组的最高报价价格（元/千瓦时）；

K_DM-MS：根据火力发电厂分类结果调整的最高报价系数。对于基荷火电厂K_DM-MS = 0%；调峰火电厂K_DM-MS = 5%；尖峰火电厂K_DM-MS = 20%;

P_NLC：火电机组的主要燃料价格（包括主要燃料运输费用）（元/千卡；元/英热单位或元/千克）；

P_NLP：火电机组的辅助燃料价格（元/千卡；元/英热单位或元/千克）；

P^{||| 可依据以下基础之一确定：}_khac：根据购售电合同确定的其他调整价格（元/千瓦时）；

HR_社：火电机组在平均负荷下的主要燃料热耗率（英热单位/千瓦时；千卡/千瓦时或千克/千瓦时）；

HR_P：火电机组在平均负荷下的辅助燃料热耗率（英热单位/千瓦时；千卡/千瓦时或千克/千瓦时）。

b) 对于燃煤电厂，第N年的煤炭价格（包括煤炭运输费用）是根据第N年燃煤电厂的燃料采购合同确定的煤炭价格。如果在制定年度计划时没有第N年的燃料采购合同，则第N年的煤炭价格可以确定为最近一个月电费结算单中的煤炭价格。如果在制定年度计划时没有包含最近一个月完整燃料费用的电费结算单，则可以使用基于上一年度N-1燃料采购合同的月平均燃料价格加上港口费用和运输费用（国际、国内）以及税费。

c) 火电机组的燃料价格参数按照本通知第十八条第三款的规定确定；

d) 主要燃料价格由购电单位在N-1年的9月1日前提供给电力系统运行单位和电力市场。

2. 如果购售电合同中没有热耗率数据或者没有合适的同类标准电厂：

a) 火电机组的最高报价价格按照以下公式确定：

 

其中：

：火电机组的最高报价价格（元/千瓦时）；

K_DM-MS：根据火力发电厂分类结果调整的最高报价系数。对于基荷火电厂 K_DM-MS = 0%；调峰火电厂 K_DM-MS = 5%；尖峰火电厂 K_DM-MS = 20%;

：第N年的变动价格（包括主要燃料运输费用）根据电厂的购售电合同（元/千瓦时）。

b) 用于计算最高报价的变动价格（包括主要燃料运输费用）是购电单位提供的第N年的预计变动价格，供电力系统运行单位和电力市场使用。

电力系统运行单位和电力市场负责公布输入数据和计算各火电机组最高报价的结果。

条24. 确定适用于发电单位的电力市场最高价格

1. 电力系统运行单位和电力市场负责计算至少三个电力市场的最高价格方案。

2. 第N年的电力市场最高价格不超过火电机组直接在电力市场上报价的最高报价价格的115%。

条25. 选择最佳新电厂

1. 对于年N，最佳新电厂是指符合下列条件的参与电力市场的电厂：

a) 在年N-1内开始以全部装机容量运行发电，除非本条第3款另有规定；

b) 是基荷电厂，并根据本通知第22条第2款的标准分类；

c) 使用燃煤热电技术或混合循环燃气轮机技术；

d) 每千瓦时平均全发电成本最低。

2. 购电单位负责编制符合本条第1款a项和c项规定的电厂名单，并向系统运营商和电力市场提供这些电厂的购售电合同数据或与发电方达成一致的数据，以便确定最佳新电厂。提供的数据包括：

a) 年N的变动价格；

b) 根据购售电合同在年N中应用的固定价格，用于当年结算；

c) 约定的电量，用于计算合同价格。

3. 如果符合本条第1款a、b和c项规定的电厂少于3个，则系统运营商和电力市场应补充前一年N-1所选的新电厂名单，确保数量不少于3个，并要求购电方更新并提供本条第2款规定的数据，以计算和选择年N的最佳新电厂。

4. 系统运营商和电力市场负责根据本条第1款a、b和c项规定的标准，按照以下公式计算符合标准的电厂的年平均全发电成本：

 

：年N最佳新电厂的年平均全发电成本（元/千瓦时）；

：根据购售电合同确定的年N最佳新电厂的固定价格（元/千瓦时）；

：根据购售电合同确定的年N最佳新电厂的变动价格（元/千瓦时）；

：年N最佳新电厂约定的合同电量（千瓦时）；

：通过约束调度方法确定的年N最佳新电厂预计电量（千瓦时）。

5. 最佳新电厂名单按年平均全发电成本从低到高排序。年N的最佳新电厂是根据本条第4款规定计算结果中年平均全发电成本最低的电厂。

条26. 市场容量电价确定原则

1. 确保最佳新电厂在参与电力市场时能够收回全部发电成本。

2. 市场容量电价与国家电网预测的负荷有关，按交易周期比例确定。

条27. 确定市场容量电价程序

系统运营商和电力市场负责按照以下程序确定市场容量电价：

1. 确定最佳新电厂的年度短缺成本

a) 根据以下公式确定最佳新电厂在年N的预期市场收入：

 

其中：

R_{+ C}：最佳新电厂在年N的预期市场收入（元）；

i：年N中的交易周期i；

I：年N中的总交易周期数；

SMP_i：通过无约束市场模拟方法确定的年N交易周期i的预期市场价格（元/千瓦时）；

：通过有约束调度方法确定的年N交易周期i的最佳新电厂预期计量点电量（千瓦时）。

b) 根据以下公式确定最佳新电厂的年度发电成本：

 

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：最佳新电厂在年N的年度发电成本（元）；

P_BNE：根据本通知第25条第4款确定的最佳新电厂每千瓦时的年平均全发电成本（元/千瓦时）；

：通过有约束调度方法确定的年N交易周期i的最佳新电厂预期计量点电量（千瓦时）；

i：年N中的交易周期i；

I：年N中的总交易周期数。

c) 最佳新电厂的年度短缺成本根据以下公式确定：

 

其中：

AS：最佳新电厂在年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：根据本款b项确定的最佳新电厂在年N的年度发电成本（元）；

R_TTD：根据本款a项确定的最佳新电厂在年N的预期市场收入（元）。

d) 如果计算出的年度短缺成本为负值且市场电价上限方案最低，则系统运营商和电力市场需报告电力监管机构，选择名单中下一个最佳新电厂，并重新计算或审查参与市场的电厂名单，以合理确定市场电价上限。

2. 确定月度短缺成本

最佳新电厂的月度短缺成本通过将年度短缺成本分配给年N中的各个月份来确定，使用以下公式：

 

其中：

M：年N中的月份M；

MS：最佳新电厂在月份M的月度短缺成本（元）；

AS：最佳新电厂在年N的年度短缺成本（元）；

：月份M的最大负荷（兆瓦）。

3. 确定交易周期的市场容量电价

a) 根据以下公式确定最佳新电厂的年平均可用容量：

 

其中：

：最佳新电厂在年N的年平均可用容量（千瓦）。

I：年N中的总交易周期数；

i：预计在交易周期i中启动的最佳新电厂的启动周期；

：根据市场模拟模型和约束调度方法，预计在第N年的交易周期i中最佳新电厂的启动容量（转换为计量点位置，千瓦）。

b）按照以下公式确定年度每个交易周期的市场容量价格：

 

其中：

I：月份t中的总交易周期数；

i：月份t中的交易周期i；

CAN_i ：交易周期i的市场容量价格（元/千瓦时）；

：最佳新电厂在年N的年平均可用容量（千瓦）。

_­­­：月份M中最佳新电厂的短缺成本（元）；

：根据月份M的典型日负荷预测曲线，交易周期i的系统负荷预测值（兆瓦）；

∆T：一个交易周期的时间长度（分钟）。

第二十八条 确定与越南电力集团签订购售电合同的热电厂年度和月度最低合同电量

一、确定年度最低合同电量

按照以下公式计算热电厂的年度最低合同电量总和：

 

其中：

Qc_tt：年度N的热电厂最低合同电量总和（千瓦时）；

GO：根据购售电合同规定的多年平均发电量（千瓦时）；

a：由工业和贸易部公布的年度产量调整系数；

：适用于年度N的合同价格支付电量比例（百分比）。

二、确定月度最低合同电量

热电厂的月度最低合同电量在制定下一年度运行计划过程中确定，具体如下：

a）使用本通知第十八条第二款规定的市场模拟模型，并采用约束调度方法，确定各电厂每月的预期电量；

b）按以下公式确定月度最低合同电量：

 

其中：

：月度M的热电厂最低合同电量（千瓦时）；

Qc_tt：热电厂的年度最低合同电量总和（千瓦时）；

：根据下一年度电力系统运行计划并经工业和贸易部批准的月度M中各热电厂的预期电量总和（千瓦时）。

如果电厂当月可用电量不能满足月度最低合同电量，则该月度最低合同电量将调整为当月可用电量。电力系统和电力市场的运营单位负责将差额电量分配到当年剩余月份，确保年度最低合同电量总和不变。

三、确定参与年中电力市场运行的新热电厂年度和月度最低合同电量

参与年中电力市场运行的新电厂的年度和月度最低合同电量，根据本条第一款和第二款的规定，在具备购售电合同信息的情况下确定。

第二十九条 确定与购电方签订购售电合同的热电厂年度和月度最低合同电量，以及与越南电力集团签订购售电合同并分配给购电方的热电厂年度和月度最低合同电量

一、热电厂的年度和月度最低合同电量按照本通知第二十八条第一款和第二款规定的方法计算。

二、与购电方签订购售电合同的热电厂，以及与越南电力集团签订购售电合同并分配给购电方的热电厂的月度最低合同电量，按照以下公式分配给购电方：

 

其中：

  ：月度M中热电厂与购电方l的月度最低合同电量（千瓦时）；

：月度M中热电厂的月度最低合同电量总和（千瓦时）；

：月度M中购电方l的预计购电量（千瓦时）；

L：购电方总数。

三、每年11月10日前，购电方有责任更新并提供下一年度的负荷预测数据给电力系统和电力市场的运营单位，以供计算分配给购电方的合同电量之用。

第三十条 最小年度和月度合同电量确定责任

一、电力系统运行单位和电力市场有责任：

（a）根据本通知第二十八条和第二十九条的规定，计算热电厂的最小年度合同电量和最小月度合同电量；

（b）在每年11月15日前，在电力市场门户网站上公布用于计算最小年度合同电量和最小月度合同电量的数据输入结果，供购电单位和直接交易发电单位检查。

二、对于与越南电力集团签订购售电合同的发电厂，发电厂所有者和购电单位有责任检查并与电力系统运行单位和电力市场合作处理最小年度合同电量和最小月度合同电量计算结果中的任何偏差，须在每年11月25日前完成。

三、对于与购电单位签订购售电合同的发电厂，发电厂和购电单位有责任检查并与电力系统运行单位和电力市场合作处理最小年度合同电量和最小月度合同电量计算结果中的任何偏差，须在每年11月25日前完成。

经各方确认的发电厂最小月度合同电量按本通知第四十条的规定分配给购电单位。

第三十一条 电力市场下一年度运营计划公告

一、电力市场下一年度运营计划经本通知第十八条批准后，电力系统运行单位和电力市场有责任在电力市场门户网站上公布有关数据输入和编制电力市场下一年度运营计划的结果信息，供市场参与者使用。

二、关于电力市场下一年度运营计划的信息包括：

（a）下一年度运营计划的计算结果，包括：

- 每个交易周期预计的电力市场价格，适用于发电单位和购电单位；

- 最佳新电厂的选择结果；

- 每个交易周期的电力市场容量价格；

- 电力市场价格上限；

- 热电厂分类；

- 热电厂的最小年度合同电量和分配到各月的最小月度合同电量；

- 根据本通知第九十条第二款的规定，下一年度每月通过电力现货市场购买电量的比例，适用于从分配合同的发电厂购电的购电单位。

（b）用于编制电力市场下一年度运营计划的输入参数，包括：

- 北部、中部、南部每个区域以及全国电网每个交易周期的预测负荷；

- 用于模拟电力市场的水电站水文数据和运行约束条件；

- 新电厂投入运行的时间表；

- 输电网络的技术参数和运行约束条件；

- 预计的进出口电力图表；

- 发电厂、输电网络和主要气源的年度维护和维修计划；

- 每个交易周期的购电单位预测负荷；

- 对于BOT电厂、具有最低发电量约束或燃料消耗约束的电厂，允许将电厂燃料供应合同中的燃料消耗标准转换为购售电合同中规定的政府主管部门批准的文件；

- 为了确保供电安全，保证输电网络安全运行的电源调度约束条件。

三、关于电力市场下一年度运营计划的信息仅向直接参与相关信息的发电厂所有者（不包括越南电力集团）公布，包括：

（a）发电厂在电力市场模拟中的每月预计发电总量；

（b）水电厂的水值；

（c）用于计算电力市场模拟的热电厂电价变动数据。

节
下一个月度运营计划

第32条 预测负荷以制定下月运行计划

一、电力系统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预测负荷，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）全国电力系统以及北部、中部、南部各区域全月及每月交易周期的总负荷需求；

（二）当月北部、中部、南部各区域及全国电力系统的典型日负荷曲线图。

二、每月20日前，购电单位负责预测下月各交易周期的负荷，并提交给电力系统和电力市场运营单位，以服务下月运行计划的制定。

第33条 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、战略多用途水电站预计发电量；

二、梯级水电站的水值；

三、调节库容超过两天的水电站的水值；

四、调节库容超过两天的水电站每周末优水位。

第34条 下月基荷、腰荷和峰荷分类

一、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厂的月平均负荷系数。

二、根据模拟结果得出的月平均负荷系数，电力系统和电力市场运营单位负责将下月的基荷、腰荷和峰荷电厂分为以下三个组：

（一）基荷组包括月平均负荷系数大于或等于70%的发电厂；

（二）腰荷组包括月平均负荷系数大于25%且小于70%的发电厂；

（三）峰荷组包括月平均负荷系数小于或等于25%的发电厂。

第35条 调整火电机组报价上限

1. 电力系统和电力市场运营单位负责按照本通知第23条规定的方法计算并调整下月火电机组的报价上限，其中需更新影响月份M价格变动的因素，依据合同购售电协议中约定的方法，并参考以下内容：

（一）燃料价格如下月及后续月份确定如下：

- 在制定下月运行计划（M+1）的数据时使用的燃料价格基于以下因素确定：

+ 燃料价格由有权机构公布或指导确定，适用于下月；

+ 根据购售电合同和燃料采购合同规定的燃料价格。如果燃料价格取决于燃料采购计划和（或）燃料价格指数，发电单位和燃料供应单位有责任向购电方提供燃料供应计划和（或）燃料价格指数，以便在确定下月及后续月份预期燃料价格的过程中进行考虑。

+ 最近一个月电费结算单中的燃料价格，作为提供下月运行计划数据时的参考。

- 在制定剩余年度内（M+2至年末）运行计划数据时使用的燃料价格基于以下因素确定：

+ 如果有权机构或信誉良好的咨询单位发布了M+2至年末的燃料价格预测数据，则根据这些预测数据和燃料采购合同的规定计算各电厂的燃料价格。

+ 如果没有燃料价格预测数据，则使用制定下月运行计划数据时的燃料价格。

+ 各类燃料的数量根据发电单位和燃料供应单位提供的最新M+2至年末燃料供应计划进行计算。

（二）购电单位负责提供并更新下月及剩余年度内各火电厂的价格变动（已包含主要燃料运输费用）数据给电力系统和电力市场运营单位；

（三）根据本通知第34条规定，确定下月火电厂的分类结果。

二、电力系统和电力市场运营单位负责公布下月火电机组报价上限的输入数据和结果。

第三十六条 次级频率控制服务的月度运行计划

一、电力系统和电力市场运营单位负责根据工业和贸易部发布的输电系统规定，确定下个月电力系统次级频率控制服务的需求。

二、电力系统和电力市场运营单位负责根据工业和贸易部发布的输电系统规定，制定并公布下个月能够提供次级频率控制服务的发电机组名单。

第三十七条 与越南电力集团签订购售电合同的发电厂月度合同电量调整

一、在发电厂M+1月份的维护检修计划与已用于计算合同电量的运行计划发生变更的情况下，可以调整发电厂的月度合同电量，具体原因如下：

（a）电力系统和电力市场运营单位的要求，以确保电网安全，而非发电厂自身的原因；

（b）政府相关部门的要求，并经电力系统和电力市场运营单位根据实际运行情况一致同意。

二、电力系统和电力市场运营单位负责按照本条第一款的规定，在月度合同电量调整时遵循以下原则：将受影响的维修期间的合同电量转移到其他月份，确保调整后的总合同电量不变，依据本通知附件三中的电力市场结算流程指南进行计算。

三、如果发电厂M+1月份的可用电量无法满足月度合同电量，则月度合同电量应调整为该月份的实际可用电量。发电企业有责任向电力系统和电力市场运营单位提供关于下一个月燃料供应计划（需燃料供应商确认）的信息，以便制定下一个月的运行计划，并在必要时考虑调整合同电量。

四、当燃料价格波动超过20%，或发生不可抗力事件（如台风、洪水、地震等），影响电网正常运行（如负荷削减或大量负荷损失，影响区域间电力传输能力，影响大量发电厂的正常运行，执行水电站泄洪要求），电力系统和电力市场运营单位应更新数据，重新计算剩余季度的运行计划，并报告电力监管局审查，以实施合同电量调整。

第三十八条 与越南电力集团签订购售电合同的发电厂交易周期合同电量的确定

电力系统和电力市场运营单位负责根据以下步骤，确定与越南电力集团直接签订合同的发电厂下一个月的合同电量及每个交易周期的合同电量：

一、燃煤发电厂的月度合同电量每季度确定一次，燃气轮机发电厂的月度合同电量每半年确定一次，具体如下：

家标准在种植业领域。”_c^{描述与产品相关的当地文化特色，如传统手工艺、地方特产、特殊生产习俗；与产品相关的传说、故事、节日、信仰等。} Max{Qc_tt^{描述与产品相关的当地文化特色，如传统手工艺、地方特产、特殊生产习俗；与产品相关的传说、故事、节日、信仰等。}; α × Q_dk^{描述与产品相关的当地文化特色，如传统手工艺、地方特产、特殊生产习俗；与产品相关的传说、故事、节日、信仰等。}}

其中：

：发电厂月度合同电量（千瓦时）；

：燃煤发电厂按更新后的季度初运行方式（每年1月、4月、7月和10月）或燃气轮机发电厂按更新后的1月和7月运行方式确定的月度计划电量，转换为交货点电量（千瓦时）；

Qc_tt^{描述与产品相关的当地文化特色，如传统手工艺、地方特产、特殊生产习俗；与产品相关的传说、故事、节日、信仰等。}：发电厂月度合同电量最低值（千瓦时），根据本通知第二十八条第二款的规定确定。

：年度N合同电价支付比例（百分比）。

二、具有两天及以上调节水库的水电厂月度合同电量确定如下：

家标准在种植业领域。”_c^{描述与产品相关的当地文化特色，如传统手工艺、地方特产、特殊生产习俗；与产品相关的传说、故事、节日、信仰等。} α × Q_dk^{描述与产品相关的当地文化特色，如传统手工艺、地方特产、特殊生产习俗；与产品相关的传说、故事、节日、信仰等。}

其中：

：发电厂月度合同电量（千瓦时）；

：根据更新后的下月运行方式确定的发电厂月度计划电量，转换为交货点电量（千瓦时）；

：年度N合同电价支付比例（百分比）。

三、使用市场模拟模型，通过约束调度方法确定发电厂每月各交易周期的预计合同电量，公式如下：

 

其中：

i：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）；

：从市场模拟模型中通过约束调度方法确定的发电厂在第i个交易周期内的预计发电量（千瓦时）；

：根据本通知第二十八条、第三十七条以及本条第一款、第二款的规定确定的发电厂月度合同电量（千瓦时）。

四、如果发电厂在第i个交易周期内的合同电量大于其最大发电量，则该交易周期的合同电量应调整为其最大发电量。发电厂在交易周期内的最大发电量等于发电企业在下个月默认投标书中公布的容量，根据本通知第五十条的规定提交给电力系统和电力市场运营单位。

5. 若电厂在交易周期内的合同电量大于0兆瓦时且小于该电厂在交易周期内最低稳定发电容量对应的电量，则该交易周期内的合同电量调整为该电厂最低稳定发电容量对应的电量。电厂的最低稳定发电容量由该周期电力市场模拟模型中计划调用的单台机组的最低稳定发电容量确定。

若水电厂的合同电量小于其最低稳定发电容量对应的电量，可以调整为零兆瓦或调整为最低稳定发电容量对应的电量。

6. 电力系统和电力市场运营单位负责将因调整合同电量而产生的总差额电量按照本条第4款和第5款的规定分配到当月其他交易周期，以确保当月合同电量总量不变。

7. 电力系统和电力市场运营单位应在当月最后一天前至少五天通过电力市场电子门户网站公布用于计算当月初步合同电量的数据及计算结果，供购电方和直接交易发电方使用。购电方和直接交易发电方应在当月最后一天前至少三天与电力系统和电力市场运营单位合作完成对各交易周期合同电量计算结果的检查。电力系统和电力市场运营单位应在当月最后一天前至少三天向购电方和直接交易发电方发送正式的当月各交易周期合同电量计算结果。

8. 购电方和直接交易发电方应确认根据本通知第39条调整后的当月合同电量，并签署电力系统和电力市场运营单位计算出的各交易周期合同电量结果。

第三十九条 电力企业与国家电网公司签订购售电合同的电厂各交易周期合同电量调整

一、火力发电厂合同电量调整的情形

（一）多炉火力发电厂锅炉故障停运或电厂机组非计划检修（未纳入各交易周期合同电量计算的检修计划）；

（二）多炉火力发电厂锅炉或电厂机组检修时间超出已批准并纳入各交易周期合同电量计算的计划检修时间；

（三）根据本通知第五十三条第七款规定发布天然气短缺信息的情况；

（四）燃煤火力发电厂发生燃料短缺情况，导致未来各交易周期报价中的发电量低于电厂当日运行的合同电量；

（五）火力发电厂机组从启动到并网的时间超过购售电合同规定的两小时。

二、对于符合本条第一款（一）项规定情形的，按以下原则调整各交易周期合同电量：

（一）故障持续时间不超过72小时：不调整该电厂的合同电量；

（二）故障持续时间超过72小时

- 在故障发生至72小时结束期间：保持已分配给该电厂的合同电量不变；

- 在72小时结束后至机组修复并可用的第一个交易周期期间：

+ 如果实际发电量低于该电厂在此期间的合同电量：按实际发电量调整各交易周期合同电量；

+ 如果实际发电量不低于该电厂在此期间的合同电量：不调整该电厂的合同电量。

（三）对于经批准的非计划检修机组，在非计划检修期间按以下原则调整合同电量：

+ 如果实际发电量低于该电厂在此期间的合同电量：按实际发电量调整各交易周期合同电量；

+ 如果实际发电量不低于该电厂在此期间的合同电量：不调整该电厂的合同电量。

三、对于符合本条第一款（二）项规定情形的，按以下原则调整各交易周期合同电量：

在延长检修期间，如果某交易周期的实际发电量低于该电厂的合同电量，则按实际发电量调整该交易周期的合同电量。

四、对于本条第一款（三）、（四）、（五）项规定的情形，按以下原则调整燃气轮机发电厂和燃煤火力发电厂各交易周期的合同电量：如果某交易周期的实际发电量低于该电厂的合同电量，则按实际发电量调整该交易周期的合同电量。

五、直接交易发电方应与电力系统和电力市场运营单位合作确认本条第一款规定的事宜，并将其提交给购电方和直接交易发电方作为调整各交易周期合同电量的基础。对于确认多炉火力发电厂锅炉故障的情况：

a)对于有分布式控制系统（DCS系统）或其他等效控制系统的足够数据的事件：根据这些数据确认事件；

b)对于没有分布式控制系统（DCS系统）或其他等效控制系统的数据的情况：使用其他数据源的具体信息和数据，按照本通知附件三中关于电力市场结算计算流程的指导进行事件确认。

6.购电单位和直接交易发电单位负责重新确认根据本条第1、2、3款规定调整后的发电厂月度合同电量。

第四十条 确定与购电公司签订购售电合同的发电厂每个交易周期的合同电量以及分配给购电公司的电量，并确定与越南电力集团签订购售电合同的发电厂每个交易周期的合同电量并分配给购电公司

1.对于与购电公司签订购售电合同的发电厂：

a)按以下方式确定发电厂每个交易周期的合同电量：

- 根据本通知第三十八条第一款的规定确定发电厂月度合同电量；

- 根据本通知第三十八条第三款和第三十九条的规定确定和调整发电厂每个交易周期的合同电量。

b)购电公司与签订购售电合同的发电厂之间的每个交易周期的合同电量

电力系统和电力市场的运营单位负责按照以下公式计算：

 

其中：

i：第i个交易周期；

：购电公司l与发电厂g在交易周期i的合同电量（千瓦时）；

：发电厂g在交易周期i根据本款a项规定确定和调整的合同电量（千瓦时）；

：购电公司l在交易周期i的预计上游电量交换量（千瓦时）；

L：购电方总数。

2.对于与越南电力集团签订购售电合同的发电厂并分配给购电公司

a)按以下方式确定发电厂与越南电力集团之间每个交易周期的合同电量：

- 根据本通知第三十八条第一款的规定调整发电厂月度合同电量；

- 根据本通知第三十八条第三款和第三十九条的规定确定和调整发电厂每个交易周期的合同电量。

b)从越南电力集团分配给购电公司的每个交易周期的合同电量

电力系统和电力市场的运营单位负责按照以下程序计算：

- 按照以下公式确定从越南电力集团分配给购电公司的月度合同电量：

 

其中：

L：总购电公司数量；

家标准在种植业领域。”_c(l,M)：购电公司l从越南电力集团分配的月度合同电量M（千瓦时）；

：发电厂g与越南电力集团在当月计划中的合同电量（千瓦时），根据本通知第三十八条的规定确定；

家标准在种植业领域。”_ptdk(l,M)：购电公司l在月份M的预计上游电量（千瓦时）。

- 从越南电力集团分配给购电公司的每个交易周期的合同电量按以下公式确定：

 

其中：

i：第i个交易周期；

I：当月的交易周期总数；

家标准在种植业领域。”_c(l,i)：购电公司l在交易周期i从越南电力集团分配的合同电量（千瓦时）；

家标准在种植业领域。”_c(l,M)：购电公司l从越南电力集团分配的月度合同电量M（千瓦时）；

家标准在种植业领域。”_ptdk(l,i)：购电公司l在交易周期i的预计上游电量（千瓦时）。

节 3
下周运行计划

条41. 下周水值

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，重新计算下周的水值，并公布以下结果：

a) 下周各周期预计的电力市场价格，适用于发电单位和购电单位；

b) 战略多目标水电厂各交易周期预计的水值和产量；

c) 阶梯式水电厂群和调节水库超过两天的水电厂的水值；

d) 调节水库少于两天的水电厂各交易周期预计的产量；

đ) 根据《输电系统规定》中关于中期和短期电力系统安全评估的规定，确定调节能力超过两天的水电站水库的下周水位限制。

条42. 水电厂报价上限

1. 除本条第3款规定的情况外，调节水库超过两天的水电厂的报价上限根据该水电厂公布的下周水值（按照本通函第41条的规定）确定，具体如下：

a) 报价上限等于下列数值中的最大值：

- 水电厂水值的120%；

- 当月计划运行中参与电力市场的热电机组报价上限的平均值。

b) 每月，电力系统和电力市场运营单位负责公布下月参与电力市场的热电机组的报价上限平均值，与热电机组下月报价上限公布的时间表一致。

2. 特殊情况下的水电厂报价上限

a) 在本款第b项和第c项规定的情况下，水电厂的报价上限按以下公式确定：

P_tr = 1.2 × max (P_gtn ; P_DOmax)

其中：

P_tr：特殊情况下适用的水电厂报价上限（元/千瓦时）；

P_gtn：水电厂水值（元/千瓦时）；

P_DOmax：系统中最昂贵的DO燃油热电机组的变动成本（元/千瓦时）。

b) 如果水电厂水库水位低于第一周的水位限制：该水电厂在接下来一周的报价上限按本款第a项规定确定。一旦确保不低于下周的水位限制，从下周三开始继续适用本条第1款或第2款规定的报价上限。每月，电力系统和电力市场运营单位负责公布系统中最昂贵的DO燃油热电机组的变动成本。

c) 如果水电厂位于的区域备用电力低于5%，根据《输电系统规定》中关于中期和短期电力系统安全评估的规定公布：该区域水电厂在评估周的报价上限按本款第a项规定确定。当区域备用电力达到或高于5%时，该区域的水电厂继续适用本条第1款和第2款规定的报价上限。

4. 每周，电力系统和电力市场运营单位负责：

a) 根据本条第1款和第2款的规定，计算参与电力市场的水电厂机组的报价上限；

b) 公布参与电力市场的水电厂机组下周的报价上限计算结果及输入参数，包括：水值、系统中最昂贵的DO燃油热电机组的变动成本、当月计划运行中参与电力市场的热电机组的报价上限平均值。

5. 直接参与电力市场的水电厂负责：

a) 遵守报价上限和报价下限的规定进行报价；

b) 满足下游用水需求约束和其他水文约束要求。

条43. 第二级频率控制服务下周运行计划

1. 运营电力系统和电力市场的单位负责根据工业和贸易部发布的《输电系统规定》确定下周电力系统所需第二级频率控制服务的需求。

2. 运营电力系统和电力市场的单位负责选择、制定并公布下周预计提供第二级频率控制服务的发电机组名单。被选中的发电机组有责任按照运营电力系统和电力市场的单位的要求提供第二级频率控制服务。

3. 运营电力系统和电力市场的单位负责制定下周运行计划，确保第二级频率控制服务的约束条件得到满足。

第五章
电力市场运营

节 1
下周电力市场运营

条44. 为下周电力市场运营的信息

在D-1日10时前，运营电力系统和电力市场的单位负责确定、计算并公布以下信息：

1. 全国电力系统及北部、中部、南部各区域D日负荷预测图。

2. 下周各交易周期中，符合本通知第4条第3款规定的发电厂、屋顶太阳能发电站和其他未直接在电力市场上报价的发电厂的预计（或预测）发电量，包括考虑燃料消耗保障、越南电力集团提供的BOT电厂发电量对运营电力系统和电力市场的单位的燃料消耗保障、以及经国家主管机构批准允许将电厂燃料消耗保障合同条款转换为购电合同条款的电厂的燃料消耗保障情况。

3. 下周各交易周期中，处于商业运行认证试验阶段的发电厂的预计发电量。

4. 下周各交易周期中，符合本通知第11条规定的发电厂的预计（或预测）发电量。

5. 下周联合使用同一气源的燃气发电厂的预计天然气总量。

6. 根据工业和贸易部发布的《输电系统规定》，D日短期系统安全评估结果。

7. 下周各交易周期中，装机容量小于两天调节能力的水电厂的预计发电量。

8. 下周各交易周期中，电力系统所需的备用频率控制服务需求。

9. 发电和电网运行的技术限制。

10. 运营电力系统和电力市场的单位采取的措施以确保电力系统的安全性。

11. 运营电力系统和电力市场的单位根据相关规定调整发电单位报价的情况。

条45. 报价单

1. 报价单应遵循以下原则：

a) 包括每个交易周期中D日发电机组的10个价格（元/千瓦时）和功率（兆瓦）报价对；

b) 报价中的功率是发电机端的功率；

c) 后一个报价区间的功率不得低于前一个报价区间的功率。最小报价步长为3兆瓦；

d) 提供有关发电机组技术参数的信息，包括：

- D日发电机组公布的功率；

- 发电机组的最低稳定输出功率；

- 发电机组的最大增减功率速率；

- 同时运行多个发电机组的技术限制；

- 火力发电厂的燃料状况；

- 水电厂水库溢流状况；

đ) D日发电机组公布的功率不应低于D-2日根据中长期和短期电力系统安全评估规定所公布的功率，除非因突发维修、不可抗力事故或水位低导致水电厂发电能力下降。电厂需更新其公布的功率当发电能力减少。对于启动的火力发电机组，在正常运行情况下，公布的功率与可用功率相匹配；

e) 在正常情况下，火力发电机组报价单中的第一个功率区间必须等于机组的最低稳定输出功率。最后一个功率区间必须等于公布的功率。对于正在启动或停机的水电厂，可以更新下一个交易周期的报价单，功率可以低于最低稳定输出功率；

g) 水电厂可以在每个交易周期的第一个功率区间报价为零兆瓦。对于具有两天以上调节能力的水电厂，最后一个功率区间必须等于公布的功率；如果水电厂水库水位降至死水位，电厂可以将公布的功率调整为零兆瓦；

h) 报价的单位是元/千瓦时，小数点后一位数字；

i) 报价应在发电机组的底价和顶价范围内，并且随着报价功率的增加而不降低。

2. 特殊情况下的报价单

a) 调节能力不足两天的水电厂的报价如下：

- 功率区间的报价为零元/千瓦时；

- 报价功率等于发电机组在该交易周期内的预计发电量。拥有调节能力不足两天的水电厂的所有者可以根据实际水文情况提交修改后的报价单以增加功率；

- 调节能力不足两天的水电厂可以根据实际水文情况提交下一个交易周期的修改功率报价单。

b) 水电站报价有两个连续周低于限水位，或有一个周低于限水位且该周区域备用电力比例小于5%；或有一个周低于限水位和最低水位（联调规程下限）的水电站：

- 报价下限为满足国家有关部门要求的下游供水流量值与联调规程或单一水库运行规程中较低者对应的发电量；

- 报价上限为剩余发电量。该上限报价适用于连续两周低于限水位的水电站。

c) 水电站有一个周低于限水位和最低水位（联调规程下限），报价单位应按以下原则执行：

- 报价下限为满足国家有关部门要求的下游供水流量值与联调规程或单一水库运行规程中较低者对应的发电量；

- 报价上限为剩余发电量。

- 上限报价适用：

 

其中：

：水电站i水库最低水位（联调规程下限）（单位：米）；

：水电站i水库在周日24小时的水位（单位：米）。

d) 热电厂机组在启动和停机过程中的报价：报价功率低于稳定最小发电功率，所有十个报价等级的功率相同；

e) 非水电可再生能源发电厂的报价：

- 报价为零元/千瓦时，涵盖全部报价功率；

- 报价功率等于发电厂预测功率。发电单位有责任向系统运营商和电力市场提交每日交易周期的发电厂预测功率，并遵守关于可再生能源发电预测的规定。

- 根据发电单位提供的预测功率数据，系统运营商和电力市场有责任将其与独立预测源的数据进行比较，并根据《国家电网调度规程》通知和《输电系统、配电系统规定》的要求，公平调动各发电厂，确保符合工业和贸易部发布的相关规定。如出现过载或过剩情况，则按照本通知第十七条规定的顺序调动。

第四十六条 修改报价

一、可以修改报价的情况

报价修改适用于以下情况：

a) 正在启动、并网或停止的热电厂机组：报价单位可以修改增加或减少功率，并重新提交该热电厂机组的报价；

b) 提前并网的热电厂机组（根据系统运营商和电力市场的要求）：报价单位可以修改增加公布的功率，并重新提交该热电厂机组的报价；

c) 因故障导致停止或减少可用功率，或因未计划维修而被系统运营商和电力市场批准的发电机组：报价单位可以修改减少公布的功率，并重新提交该发电机组的报价；

d) 调节水库少于两天的水电站：报价单位可以根据实际运行情况提交修改后的报价（如果水库进水量大需泄洪或水库水位降至死水位）；

e) 调节水库两天或以上的水电站，在以下情况下可以修改报价：

- 按照系统运营商和电力市场的要求推迟或提前检修时间，或比原计划更早结束检修并投入备用；

- 国家有关部门在D-1日11点30分之后以书面形式确定的下游供水需求或水库操作指令（根据本通知第四十八条第一款的规定，这是D日报价截止时间）；

- 水电站必须进行调节放水（不包括环境流量）或水库水位低于运行规程规定的水位或达到溢流阈值；

- 水电站无法满足D日国家有关部门要求的下游供水需求，因为其发电机组在D日发生故障；

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

- 水库水位低于死水位且无法运行发电机组。

f) 直接参与电力市场的非水电可再生能源发电厂：更新功率依据系统运营商和电力市场选择的预测功率。

二、修改报价的原则

a) 对于本条第一款a)、b)和c)项规定的情况：

- 修改后的报价不得改变与该单位当日报价相比的报价价格；

- 对于本条第一款a)项规定的情况：修改后的热电厂机组的所有报价功率区间必须相等，并等于并网或停机过程中的预计发电功率。

|- 根据本条第1款第b项规定的情况：修改报价不得改变低于或等于交易周期公布的容量的各容量等级，除非无法满足报价的技术要求。对于提前在D日运行的联网火电厂，增加运行早于D日周期的容量的修改报价是最近一个公布容量大于0兆瓦周期的有效报价。

|b) 对于本条第1款第d项规定的情况

|- 发电单位仅可在报价日的报价区间内更改容量等级；

|- 发电单位应将剩余D日交易周期的修改报价提交给电力系统和电力市场运营单位（通过服务于电力市场运营的信息技术系统），同时说明原因并提供电力系统和电力市场运营单位审查批准使用修改报价所需的相关信息和数据；

|- 修改报价必须遵守本通知第45条的规定。

|3. 报价单位应在修改报价并重新提交D日报价或剩余交易周期的报价前至少30分钟向电力系统和电力市场运营单位提交。

|4. 在收到报价单位的修改报价后，电力系统和电力市场运营单位根据实际电网情况检查并确认修改报价的有效性：

|a) 如果修改报价无效，电力系统和电力市场运营单位有责任向发电单位通报原因；

|b) 如果修改报价有效

|- 对于增加容量的修改报价（除本条第1款第d项和第đ项规定的情况外）：电力系统和电力市场运营单位有责任在报价日、交易周期的公告中出现缺电预警或其他必要情况下，在电力市场运营中使用该修改报价；

|- 对于其他情况：电力系统和电力市场运营单位有责任在电力市场运营过程中使用该修改报价。

第四十七条 梯级水电厂报价

|1. 梯级水电厂组负责以一组共同报价，并遵守本通知第14条第3款规定的报价限价。

|2. 梯级水电厂组内的各电厂需协商一致指定报价代表单位。梯级水电厂组的报价代表单位需提交包含各电厂间协议的注册文件给电力系统和电力市场运营单位。

|3. 报价代表单位需遵守所有关于梯级水电厂组内各电厂报价的规定。

|4. 若未能就梯级水电厂组的报价代表单位达成一致，发电单位需独立进行报价。

|5. 梯级水电厂组的水量价值为该梯级中最大水库的水量价值。电力系统和电力市场运营单位负责确定用于计算梯级水电厂组水量价值的水库，并按照本通知第19条的规定对水电厂进行分类。

|6. 若梯级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需按照本通知第41条第2款的规定，公布梯级水电厂组内各电厂下周每个交易周期的发电量；

|b) 当梯级水电厂组中的多目标水电厂的公布发电量根据本通知第58条的规定调整时，电力系统和电力市场运营单位需相应调整梯级下各电厂的公布发电量。

条48. 提交报价单

1. 在D-1日11时30分之前，报价单位有责任提交D日的报价单。

2. 报价单位通过电力市场信息系统提交报价单。在因故障无法使用电力市场信息系统的情况下，报价单位有责任通过电子邮件将报价单发送到由电力系统和电力市场运营单位指定的地址。

条49. 检查报价单的有效性

1. 在D-1日11时之前，电力系统和电力市场运营单位有责任根据本通知第48条的规定检查从报价单位收到的报价单的有效性。如果报价单位提交了多个报价单，则只考虑最后收到的报价单。

2. 如果报价单无效，电力系统和电力市场运营单位有责任通知报价单位并要求其在报价截止时间前重新提交最后一个有效的报价单。

3. 在收到电力系统和电力市场运营单位关于报价单无效的通知后，报价单位有责任修改并重新提交报价单，在报价截止时间之前完成。

条50. 计划报价单

1. 在报价截止时间之后，电力系统和电力市场运营单位有责任根据本通知第48条的规定检查最后收到的报价单的有效性。最后一个有效的报价单将用于编制次日调用计划的计划报价单。

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./.