Thông tư 29/2026/TT-BCT quy định vận hành Thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành

Số hiệu	29/2026/TT-BCT
Cơ quan ban hành	Bộ Công thương
Ngày ban hành	02/06/2026
Ngày công báo	Đã biết
Lĩnh vực	Thương mại

Loại văn bản	Thông tư
Người ký	Nguyễn Hoàng Long
Ngày có hiệu lực	Đã biết
Số công báo	Đã biết
Tình trạng	Đã biết

BỘ CÔNG THƯƠNG --------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: 29/2026/TT-BCT	Hà Nội, ngày 02 tháng 6 năm 2026

THÔNG TƯ

QUY ĐỊNH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN CẠNH TRANH

Căn cứ Luật Điện lực số 61/2024/QH15 được sửa đổi, bổ sung bởi Luật Năng lượng nguyên tử số 94/2025/QH15;

Căn cứ Nghị định số 40/2025/NĐ-CP ngày 26 tháng 02 năm 2025 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;

Theo đề nghị của Cục trưởng Cục Điện lực;

Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

Chương I

QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1. Phạm vi điều chỉnh

Thông tư này quy định về:

1. Vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh (sau đây viết tắt là thị trường điện) bao gồm các nội dung chính sau: đăng ký tham gia thị trường điện; lập kế hoạch vận hành thị trường điện; cơ chế chào giá; cơ chế lập lịch huy động; đo đếm điện năng trong thị trường điện; xác định giá thị trường và tính toán thanh toán; công bố thông tin; giám sát vận hành thị trường điện; trách nhiệm của các đơn vị tham gia thị trường điện.

2. Quy mô khách hàng sử dụng điện lớn tham gia các trường hợp mua bán điện trực tiếp.

Điều 2. Đối tượng áp dụng

Thông tư này áp dụng đối với các đơn vị sau đây:

1. Đơn vị bán buôn điện.

2. Đơn vị phát điện.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

4. Đơn vị truyền tải điện.

5. Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

6. Khách hàng sử dụng điện lớn tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp.

7. Đơn vị cung cấp nhiên liệu.

Điều 3. Giải thích từ ngữ

Trong Thông tư này, các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:

1. AGC (viết tắt theo tiếng Anh: Automatic Generation Control) là hệ thống thiết bị tự động điều chỉnh tăng giảm công suất tác dụng của tổ máy phát điện, nhà máy điện, cụm nhà máy điện hoặc hệ thống pin lưu trữ năng lượng nhằm bảo đảm vận hành an toàn, ổn định hệ thống điện.

2. Bản chào giá là bản chào bán điện năng lên thị trường điện của từng tổ máy, được đơn vị chào giá nộp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo mẫu bản chào giá quy định tại Thông tư này.

3. Bản chào giá lập lịch là bản chào giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chấp nhận để lập lịch huy động ngày tới, chu kỳ giao dịch tới.

4. Bản chào mặc định là bản chào giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng để lập lịch huy động ngày tới, chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp không nhận được bản chào giá hợp lệ của đơn vị phát điện.

5. Bảng kê thanh toán là bảng tính toán các khoản thanh toán cho đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và các đơn vị mua điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập cho mỗi ngày giao dịch và cho mỗi chu kỳ thanh toán.

6. Can thiệp thị trường điện là hành động thay đổi chế độ vận hành bình thường của thị trường điện mà Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải áp dụng để xử lý các tình huống quy định tại khoản 1 Điều 71 Thông tư này.

7. Chương trình tối ưu thủy nhiệt điện ngắn hạn là phần mềm tối ưu thủy nhiệt điện ngắn hạn để tính toán lịch lên xuống và biểu đồ huy động của các tổ máy được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận hành thị trường điện tuần tới và tính toán lập biểu đồ ngày tới của các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện.

8. Chu kỳ thanh toán là chu kỳ lập chứng từ, hóa đơn cho các khoản giao dịch trên thị trường điện trong khoảng thời gian 01 tháng, tính từ ngày 01 hằng tháng.

9. Công suất công bố là mức công suất sẵn sàng lớn nhất của tổ máy phát điện được đơn vị chào giá, nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường công bố.

10. Công suất điều độ là mức công suất của tổ máy phát điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện huy động thực tế trong chu kỳ giao dịch.

11. Công suất huy động chu kỳ giao dịch tới là mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho chu kỳ giao dịch đầu tiên trong lịch huy động chu kỳ giao dịch tới.

12. Công suất huy động ngày tới là mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho các chu kỳ giao dịch trong lịch huy động ngày tới theo kết quả lập lịch có ràng buộc.

13. Công suất phát ổn định thấp nhất là công suất phát tối thiểu (Pmin) của một tổ máy của nhà máy điện được xác định là giá trị thấp hơn giữa Pmin được bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận, thống nhất trong hợp đồng mua bán điện và Pmin thực tế của tổ máy.

14. Công suất phát tăng thêm là phần công suất chênh lệch giữa công suất điều độ và công suất được sắp xếp trong lịch tính giá thị trường của tổ máy phát điện.

15. Cổng thông tin điện tử thị trường điện là cổng thông tin điện tử có chức năng công bố thông tin vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

16. Cơ chế mua bán điện trực tiếp là quy định về mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện và khách hàng sử dụng điện lớn theo quy định tại Nghị định số 57/2025/NĐ-CP của Chính phủ quy định cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn và các sửa đổi, bổ sung hoặc thay thế sau này.

17. Chu kỳ tính toán trong ngày vận hành D là 8 giờ/lần.

18. Dịch vụ phụ trợ là các dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp, khởi động nhanh, dự phòng vận hành phải phát để bảo đảm cung cấp điện, điều chỉnh điện áp và khởi động đen.

19. Điện năng phát tăng thêm là lượng điện năng phát của tổ máy phát điện được huy động tương ứng với công suất phát tăng thêm.

20. Đơn vị chào giá là đơn vị trực tiếp nộp bản chào giá trong thị trường điện, bao gồm đơn vị phát điện hoặc các nhà máy điện được đăng ký chào giá trực tiếp và đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.

21. Đơn vị cung cấp nhiên liệu là đơn vị cung cấp, kinh doanh nhiên liệu cho sản xuất điện, bao gồm Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam, Tổng Công ty Đông Bắc, Tổng Công ty Khí Việt Nam và các đơn vị cung cấp, kinh doanh nhiên liệu khác.

22. Đơn vị bán buôn điện là đơn vị có chức năng mua buôn điện trên thị trường điện giao ngay và từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam để bán buôn, bán lẻ điện cho các tổ chức, cá nhân khác, hiện nay, bao gồm 05 Tổng công ty Điện lực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (Tổng công ty Điện lực miền Bắc, miền Trung, miền Nam, Thành phố Hà Nội và Thành phố Hồ Chí Minh).

23. Đơn vị mua điện là đơn vị tham gia thị trường bán buôn điện với vai trò là bên mua điện, bao gồm Đơn vị bán buôn điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

24. Đơn vị phát điện là đơn vị điện lực sở hữu và quản lý vận hành một hoặc nhiều nhà máy điện đấu nối vào hệ thống điện quốc gia.

25. Đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch là đơn vị phát điện sở hữu và quản lý vận hành nhà máy điện không chào giá trực tiếp trên thị trường điện và không áp dụng cơ chế thanh toán trên thị trường điện được quy định tại Chương VIII Thông tư này.

26. Đơn vị phát điện ký hợp đồng trực tiếp là đơn vị phát điện sở hữu và quản lý vận hành một hoặc nhiều nhà máy điện tham gia thị trường điện và ký Hợp đồng mua bán điện giữa các nhà máy điện này với Đơn vị bán buôn điện.

27. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch là đơn vị phát điện sở hữu và quản lý vận hành nhà máy điện được chào giá, lập lịch huy động theo bản chào giá và tính toán thanh toán theo quy định tại Chương VIII Thông tư này.

28. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng là đơn vị quản lý vận hành hệ thống thu thập, xử lý, lưu trữ số liệu đo đếm điện năng phục vụ thị trường điện, bao gồm Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện, Đơn vị bán buôn điện theo phạm vi quản lý số liệu đo đếm của đơn vị.

29. Đơn vị truyền tải điện là đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực truyền tải điện, chịu trách nhiệm quản lý, vận hành lưới điện truyền tải quốc gia.

30. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện là đơn vị thực hiện chức năng của Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia và Đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện theo quy định tại Luật Điện lực (hiện nay là Công ty TNHH MTV Vận hành hệ thống điện và thị trường điện Quốc gia).

31. Đơn vị xuất khẩu điện là đơn vị điện lực có chức năng ký kết và quản lý các hợp đồng xuất khẩu điện với điểm giao nhận xuất khẩu trên lưới điện truyền tải thuộc hệ thống điện quốc gia theo quy định.

32. FTP (File Transfer Protocol) là giao thức và công cụ truyền tập tin được sử dụng trong truyền, nhận các thông tin, tập tin giữa các đơn vị tham gia thị trường.

33. Giá công suất thị trường là mức giá tính toán cho mỗi chu kỳ giao dịch và áp dụng để tính toán khoản thanh toán công suất cho các đơn vị phát điện trong thị trường điện.

34. Giá sàn bản chào là mức giá thấp nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy phát điện trong bản chào giá ngày tới.

35. Giá điện năng thị trường là mức giá cho một đơn vị điện năng xác định cho mỗi chu kỳ giao dịch, áp dụng để tính toán khoản thanh toán điện năng trong thị trường điện.

36. Giá thị trường điện toàn phần là tổng giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường của mỗi chu kỳ giao dịch.

37. Giá trần bản chào là mức giá cao nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy phát điện trong bản chào giá ngày tới.

38. Giá trần thị trường điện là mức giá điện năng thị trường cao nhất, được xác định cho từng năm.

39. Giá trị cắt giảm phụ tải là thông số sử dụng trong mô hình tính toán, đặc trưng cho giá trị hàm phạt khi mô hình tính toán đưa ra kết quả có cắt giảm phụ tải do thiếu nguồn.

40. Giá trị nước là mức giá biên kỳ vọng tính toán cho lượng nước tích trong các hồ thủy điện khi được sử dụng để phát điện thay thế cho các nguồn nhiệt điện trong tương lai, tính quy đổi cho một đơn vị điện năng.

41. Hệ số suy giảm hiệu suất là chỉ số suy giảm hiệu suất của tổ máy phát điện theo thời gian vận hành.

42. Hệ số tải trung bình năm là tỷ lệ giữa tổng sản lượng điện năng phát trong 01 năm và tích của tổng công suất đặt với tổng số giờ tính toán hệ số tải năm.

43. Hệ số tải trung bình tháng là tỷ lệ giữa tổng sản lượng điện năng phát trong 01 tháng và tích của tổng công suất đặt với tổng số giờ tính toán hệ số tải tháng.

44. Hệ thống thông tin thị trường điện là hệ thống các trang thiết bị và cơ sở dữ liệu phục vụ quản lý, trao đổi thông tin thị trường điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quản lý.

45. Hệ thống công nghệ thông tin thị trường điện là hệ thống trang thiết bị bao gồm hệ thống thông tin thị trường điện, hệ thống SCADA/EMS, hệ thống đo đếm điện năng và chữ ký số đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện và các hệ thống khác theo quy định tại Thông tư này.

46. Hệ thống pin lưu trữ năng lượng (BESS, viết theo tiếng Anh là Battery Energy Storage System) là hệ thống bao gồm pin, bộ sạc, bộ điều khiển và các thiết bị khác đấu nối vào lưới điện để lưu trữ điện năng trong pin trong quá trình sạc và xả điện năng lưu trữ khi cần thiết

47. Hồ sơ xác nhận sự kiện tháng là hồ sơ được lập theo quy định tại Điều 6 của Phụ lục IV ban hành kèm theo Thông tư này về Quy trình phối hợp đối soát số liệu thanh toán giữa Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện.

48. Hợp đồng mua bán điện là thỏa thuận bằng văn bản giữa bên mua điện và bên bán điện áp dụng cho việc mua bán điện.

49. Hồ chứa nguy cơ xả là hồ chứa thủy điện trong các trường hợp sau:

a) Hồ chứa thủy điện có khả năng điều tiết dưới 02 ngày;

b) Hồ chứa thủy điện có khả năng điều tiết từ 02 ngày trở lên chưa xả nhưng nếu không được huy động phát điện theo khả dụng sẽ đạt mực nước dâng bình thường hoặc mực nước cao nhất cho phép theo quy trình liên hồ chứa trong thời gian dưới 02 ngày tiếp theo;

c) Hồ chứa thủy điện có thông báo xả điều tiết bằng văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền;

d) Hồ chứa thủy điện nằm trong vùng ảnh hưởng trực tiếp của bão, áp thấp nhiệt đới, các hình thái thời tiết nguy hiểm khác theo bản tin chính thức của Trung tâm dự báo khí tượng thủy văn Quốc gia hoặc Đài Khí tượng Thủy văn khu vực.

50. Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện là người trực tiếp lập kế hoạch, lập lịch huy động nguồn điện, dịch vụ phụ trợ và tính toán thanh toán trong thị trường điện.

51. Khách hàng sử dụng điện lớn tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp là khách hàng sử dụng điện lớn thuộc đối tượng tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp theo quy định tại Nghị định số 57/2025/NĐ-CP của Chính phủ quy định cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn và các sửa đổi, bổ sung hoặc thay thế sau này, có sản lượng tiêu thụ điện bình quân tháng như sau:

a) Từ 20.000 kWh/tháng trở lên đối với cơ chế mua bán điện trực tiếp qua lưới điện kết nối riêng;

b) Từ 200.000 kWh/tháng trở lên đối với cơ chế mua bán điện trực tiếp qua lưới điện quốc gia.

52. Khung thời gian vận hành trong ngày bao gồm từ 0h00 đến 08h00, 08h00 đến 16h00 và 16h00 đến 24h00.

53. Khối phụ tải là thông số sử dụng trong mô hình tính toán giá trị nước, được xác định từ một cặp giá trị: khoảng thời gian (giờ) và phụ tải (MWh). Trong tính toán giá trị nước, phụ tải một tuần bao gồm tối thiểu 05 (năm) khối phụ tải.

54. Lập lịch có ràng buộc là việc sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương pháp tối thiểu chi phí mua điện có xét đến các ràng buộc kỹ thuật trong hệ thống điện.

55. Lập lịch không ràng buộc là việc sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương pháp tối thiểu chi phí mua điện không xét đến các ràng buộc trong hệ thống điện.

56. Lịch huy động chu kỳ giao dịch tới là lịch huy động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ cho chu kỳ giao dịch tới và 07 chu kỳ giao dịch tiếp theo sau đó do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán, công bố.

57. Lịch huy động ngày tới là lịch huy động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ cho các chu kỳ giao dịch của ngày giao dịch tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập.

58. Lịch huy động trong ngày là lịch huy động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ cho các chu kỳ giao dịch với các khung thời gian vận hành trong ngày do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán, công bố.

59. Lịch tính giá điện năng thị trường là lịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập sau ngày giao dịch hiện tại để xác định giá điện năng thị trường cho từng chu kỳ giao dịch.

60. Mô hình mô phỏng thị trường điện là hệ thống các phần mềm mô phỏng huy động các tổ máy phát điện và tính giá điện năng thị trường được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần.

61. Mô hình tính toán giá trị nước là hệ thống các phần mềm tối ưu thủy nhiệt điện để tính toán giá trị nước được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần.

62. Mực nước giới hạn là mực nước thượng lưu thấp nhất của hồ chứa thủy điện cuối mỗi tháng trong năm hoặc cuối mỗi tuần trong tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố theo quy định về thực hiện đánh giá khả năng bảo đảm cung cấp điện trung hạn và ngắn hạn tại Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được Bộ Công Thương ban hành, đồng thời bảo đảm mực nước giới hạn không cao hơn mực nước quy định trong mùa lũ theo quy trình vận hành hồ chứa, quy trình vận hành liên hồ chứa.

63. Mực nước tối ưu là mực nước thượng lưu của hồ chứa thủy điện vào thời điểm cuối mỗi tháng hoặc cuối mỗi tuần, bảo đảm việc sử dụng nước cho mục đích phát điện đạt hiệu quả cao nhất và đáp ứng các yêu cầu ràng buộc, do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán, công bố.

64. Năm N là năm hiện tại vận hành thị trường điện, được tính theo năm dương lịch.

65. Ngày D là ngày giao dịch hiện tại.

66. Ngày điển hình là ngày được chọn có chế độ tiêu thụ điện điển hình của phụ tải điện theo quy định tại Quy định về thực hiện quản lý nhu cầu điện được Bộ Công Thương ban hành. Ngày điển hình bao gồm ngày điển hình của ngày làm việc, ngày cuối tuần (thứ Bảy, Chủ nhật), ngày lễ (nếu có) cho năm, tháng và tuần.

67. Ngày giao dịch là ngày diễn ra các hoạt động giao dịch thị trường điện, tính từ 00h00 đến 24h00 hằng ngày.

68. Nhà máy điện BOT là nhà máy điện được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao thông qua hợp đồng giữa chủ đầu tư và cơ quan nhà nước có thẩm quyền.

69. Nhà máy điện mới tốt nhất là nhà máy nhiệt điện mới đưa vào vận hành có giá phát điện bình quân tính toán cho năm tới thấp nhất và giá hợp đồng mua bán điện được thỏa thuận căn cứ theo giá dịch vụ phát điện quy định tại Quy định về phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện; nguyên tắc tính giá điện để thực hiện dự án điện lực; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện được Bộ Công Thương ban hành và nằm trong khung giá phát điện quy định tại Quy định hồ sơ, trình tự, thủ tục, phương pháp xác định, phê duyệt khung giá phát điện; quy định hồ sơ, trình tự, thủ tục xây dựng, phê duyệt khung giá nhập khẩu điện được Bộ Công Thương ban hành. Nhà máy điện mới tốt nhất được lựa chọn hằng năm để sử dụng trong tính toán giá công suất thị trường.

70. Nhà máy nhiệt điện khí có ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí là dự án nhiệt điện khí sử dụng khí thiên nhiên khai thác trong nước được đầu tư, xây dựng và đi vào vận hành theo quy định tại Luật Điện lực, Nghị định số 56/2025/NĐ-CP của Chính phủ quy định chi tiết một số điều của Luật Điện lực về quy hoạch phát triển điện lực, phương án phát triển mạng lưới cấp điện, đầu tư xây dựng dự án điện lực và đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư dự án kinh doanh điện lực được sửa đổi, bổ sung bởi Nghị định số 100/2025/NĐ-CP và các sửa đổi, bổ sung hoặc thay thế sau này.

71. Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu là nhà máy thủy điện trong danh mục do Thủ tướng Chính phủ quyết định theo quy định tại điểm b khoản 2 Điều 5 Luật Điện lực.

72. Nhà máy điện được phân bổ hợp đồng là nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và được phân bổ cho Đơn vị bán buôn điện theo quy định tại khoản 2 Điều 40 Thông tư này.

73. Nhóm nhà máy thủy điện bậc thang là tập hợp các nhà máy thủy điện, trong đó lượng nước xả từ hồ chứa của nhà máy thủy điện bậc thang trên chiếm toàn bộ hoặc phần lớn lượng nước về hồ chứa nhà máy thủy điện bậc thang dưới và giữa hai nhà máy điện này không có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên.

74. Nút giao dịch là vị trí được sử dụng để xác định sản lượng điện năng giao nhận cho các giao dịch mua bán điện trên thị trường điện giao ngay trong thị trường điện.

75. Phần mềm lập lịch huy động là hệ thống phần mềm được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng để lập lịch huy động ngày tới, trong ngày và chu kỳ giao dịch tới cho các tổ máy phát điện trong thị trường điện.

76. Phụ tải điện phục vụ tính toán thanh toán là tổng sản lượng điện năng của toàn hệ thống điện tính quy đổi về đầu cực các tổ máy phát điện và sản lượng điện năng nhập khẩu trong một chu kỳ giao dịch.

77. Sản lượng điện hợp đồng là sản lượng điện năng được các bên đàm phán, thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện hoặc được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán, công bố theo quy định tại Thông tư này.

78. Sản lượng điện năng bao tiêu (sau đây viết tắt là bao tiêu), bao gồm:

a) Sản lượng điện năng cam kết mua tối thiểu trong các Hợp đồng mua bán điện thuộc bộ hợp đồng dự án nhà máy điện đầu tư theo phương thức đối tác công tư áp dụng loại hợp đồng xây dựng - kinh doanh - chuyển giao (BOT) hoặc các thỏa thuận bổ sung của đơn vị mua điện với đơn vị phát điện BOT, sản lượng điện cam kết huy động trong các hợp đồng nhập khẩu điện (nếu có);

b) Sản lượng điện năng được vận hành, huy động tương ứng với mức tối đa theo khả năng cấp khí, đáp ứng yêu cầu ràng buộc về nhiên liệu, công suất và sản lượng phát điện khả dụng của Nhà máy nhiệt điện khí có ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí, nhu cầu và ràng buộc kỹ thuật của hệ thống điện quốc gia.

79. Sản lượng đo đếm là lượng điện năng đo đếm được của nhà máy điện tại vị trí giao nhận điện.

80. Sản lượng kế hoạch năm là sản lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động trong năm tới.

81. Sản lượng kế hoạch tháng là sản lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động các tháng trong năm.

82. Suất tiêu hao nhiên liệu là lượng nhiệt năng tiêu hao của tổ máy hoặc nhà máy điện để sản xuất ra một đơn vị điện năng.

83. Tài khoản người dùng là tên truy cập của người dùng, của đơn vị thành viên sử dụng để truy cập vào Cổng thông tin điện tử thị trường điện.

84. Thời điểm chấm dứt chào giá là thời điểm mà sau đó các đơn vị phát điện không được phép thay đổi bản chào giá, trừ các trường hợp được quy định tại Điều 49 Thông tư này. Trong thị trường điện, thời điểm chấm dứt chào giá cho ngày D là 11h30 của ngày D-1, cho khung thời gian vận hành trong ngày là trước 8 giờ của thời điểm bắt đầu, cho vận hành chu kỳ tới là trước 30 phút của thời điểm bắt đầu.

85. Tháng M là tháng hiện tại vận hành thị trường điện, được tính theo tháng dương lịch.

86. Thành viên tham gia thị trường điện là các đơn vị tham gia vào các hoạt động giao dịch hoặc cung cấp dịch vụ trên thị trường điện theo quy định tại Điều 2 Thông tư này, trừ trường hợp quy định tại khoản 7 Điều 2 Thông tư này.

87. Thị trường điện giao ngay là thị trường mua, bán điện trong các chu kỳ giao dịch do đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện thực hiện theo quy định tại các cấp độ thị trường điện cạnh tranh.

88. Thiếu công suất là tình huống khi tổng công suất công bố của tất cả các đơn vị phát điện nhỏ hơn nhu cầu phụ tải hệ thống dự báo trong một chu kỳ giao dịch.

89. Thông tin thị trường điện là toàn bộ dữ liệu và thông tin liên quan đến các hoạt động của thị trường điện.

90. Thứ tự huy động là kết quả sắp xếp các dải công suất trong bản chào theo nguyên tắc về giá từ thấp đến cao có xét đến các ràng buộc của hệ thống điện.

91. Tổng số giờ tính toán hệ số tải năm là tổng số giờ của cả năm N đối với các tổ máy đã vào vận hành thương mại từ năm N-1 trở về trước hoặc là tổng số giờ tính từ thời điểm vận hành thương mại của tổ máy đến hết năm đối với các tổ máy đưa vào vận hành thương mại trong năm N, trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế hoạch đã được phê duyệt trong năm N.

92. Tổng số giờ tính toán hệ số tải tháng là tổng số giờ của tháng M đối với các tổ máy đã vào vận hành thương mại từ tháng M-1 trở về trước hoặc là tổng số giờ tính từ thời điểm vận hành thương mại của tổ máy đến hết tháng đối với các tổ máy đưa vào vận hành trong tháng M, trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế hoạch đã được phê duyệt trong tháng M.

93. Tổ máy khởi động chậm là tổ máy phát điện không có khả năng khởi động và hòa lưới trong thời gian nhỏ hơn 30 phút.

94. Trang thông tin điện tử thị trường điện là trang thông tin điện tử có chức năng công bố thông tin thị trường điện.

95. Tuần T là tuần hiện tại vận hành thị trường điện.

96. Quá giới hạn nhiên liệu khí là trường hợp khi tổng công suất của dải giá chào đầu tiên và có giá chào bằng nhau trong bản chào của các tổ máy tuabin khí chào giá trong lập lịch ngày tới hoặc chu kỳ tới cộng với công suất ổn định thấp nhất của các tổ máy nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện được lập lịch huy động lớn hơn giới hạn tổng công suất của các nhà máy này được tính toán quy đổi từ giới hạn khí. Quá giới hạn nhiên liệu khí là trường hợp được áp dụng trong công tác lập lịch huy động, không sử dụng để điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng của các nhà máy điện.

97. Vị trí đo đếm là vị trí đặt hệ thống đo đếm điện năng để xác định sản lượng điện năng giao nhận phục vụ thanh toán thị trường điện tuân thủ theo Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng được Bộ Công Thương ban hành và các quy định khác của pháp luật có liên quan.

98. Xác suất ngừng máy sự cố là xác suất bất khả dụng do nguyên nhân sự cố của một tổ máy, được tính bằng tỉ lệ phần trăm (%) giữa số chu kỳ ngừng máy sự cố trên tổng của số chu kỳ khả dụng và số chu kỳ ngừng máy sự cố.

Chương II

ĐĂNG KÝ THAM GIA THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 4. Trách nhiệm tham gia thị trường điện của đơn vị phát điện

1. Trừ các nhà máy điện được quy định tại khoản 2, khoản 3 Điều này, Đơn vị phát điện sở hữu và quản lý vận hành nhà máy điện sau đây có nghĩa vụ hoàn thành thủ tục đăng ký trực tiếp tham gia thị trường điện, bao gồm:

a) Nhà máy điện có công suất đặt lớn hơn 30 MW đấu nối vào hệ thống điện quốc gia (bao gồm các nhà máy điện BOT hết hạn hợp đồng và được chuyển giao cho Việt Nam, nhà máy thủy điện phối hợp vận hành với nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo quy định tại điểm b khoản 4 Điều 51 Luật Điện lực);

b) Nhà máy thủy điện có công suất đặt từ 10 MW trở lên hết hạn hợp đồng mua bán điện theo chi phí tránh được, bao gồm nhà máy thủy điện bậc thang;

c) Nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo khác có công suất đặt từ 10 MW trở lên hết hạn hợp đồng mua bán điện theo các cơ chế giá khuyến khích, ưu đãi của Nhà nước;

d) Nhà máy điện năng lượng tái tạo tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện quốc gia theo quy định.

2. Các nhà máy điện không quy định tại khoản 1 Điều này được quyền lựa chọn tham gia thị trường điện. Trường hợp lựa chọn trực tiếp tham gia thị trường điện, Đơn vị phát điện có trách nhiệm:

a) Chuẩn bị cơ sở hạ tầng theo quy định tại khoản 5 Điều này;

b) Hoàn thiện và nộp hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện theo quy định tại khoản 1 Điều 7 Thông tư này;

c) Tuân thủ các yêu cầu đối với đơn vị phát điện tham gia thị trường điện theo quy định tại Thông tư này và các văn bản quy phạm pháp luật có liên quan.

3. Đơn vị phát điện sở hữu và quản lý vận hành nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện bao gồm:

a) Nhà máy điện BOT còn hiệu lực hợp đồng mua bán điện;

b) Nhà máy nhiệt điện khí có ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí;

c) Các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;

d) Các nguồn điện nhập khẩu;

đ) Nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo khác (trừ trường hợp quy định tại khoản 1, khoản 2 Điều này) và nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp qua lưới điện liên kết riêng theo quy định;

e) Nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần hoặc không bán sản lượng điện lên hệ thống điện quốc gia (trừ trường hợp quy định tại khoản 2 Điều này);

g) Nhà máy cung cấp dịch vụ phụ trợ phải phát hoặc khởi động nhanh theo danh sách công bố hằng năm;

h) Các nhà máy điện năng lượng tái tạo vận hành theo cơ chế chi phí tránh được còn hiệu lực hợp đồng mua bán điện;

i) Nhà máy thủy điện tích năng;

k) Hệ thống pin lưu trữ năng lượng độc lập phục vụ nhu cầu hệ thống điện quốc gia.

4. Trước ngày 01 tháng 11 năm N, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập danh sách các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch, các đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch và các đơn vị mua điện trong thị trường điện trong năm N+1 để công bố cho các thành viên tham gia thị trường điện, đồng thời báo cáo Cục Điện lực để theo dõi, giám sát.

5. Đơn vị phát điện sở hữu và quản lý vận hành nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện có trách nhiệm đầu tư, hoàn thiện hệ thống trang thiết bị để đấu nối vào hệ thống thông tin thị trường điện (bao gồm: Hệ thống chào giá, hệ thống quản lý lệnh điều độ, hệ thống hỗ trợ thanh toán thị trường điện, hệ thống mạng kết nối thông tin nội bộ thị trường điện), hệ thống SCADA/EMS, hệ thống đo đếm điện năng và chữ ký số đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện và các yêu cầu khác theo quy định.

Điều 5. Trách nhiệm tham gia thị trường điện đối với Đơn vị bán buôn điện

1. Đơn vị bán buôn điện có trách nhiệm đăng ký tham gia thị trường điện trong trường hợp mua điện tại các vị trí đo đếm thuộc phạm vi thị trường bán buôn điện quy định tại Điều 77 Thông tư này.

2. Đơn vị bán buôn điện có trách nhiệm đầu tư, hoàn thiện hệ thống trang thiết bị để đấu nối vào hệ thống thông tin thị trường điện, hệ thống đo đếm điện năng, hệ thống thu thập số liệu đo đếm từ xa tại các vị trí đo đếm ranh giới trong phạm vi quản lý và chữ ký số đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện và các hệ thống khác theo quy định.

Điều 6. Thời điểm tham gia thị trường điện

1. Đơn vị phát điện sở hữu, quản lý vận hành nhà máy điện có trách nhiệm tham gia thị trường điện, cụ thể:

a) Từ ngày đầu tiên của tháng M nếu ngày vận hành thương mại của nhà máy điện được công nhận trước ngày 25 tháng M-1;

b) Từ ngày đầu tiên của tháng M+1 nếu ngày vận hành thương mại của nhà máy điện được công nhận từ ngày 25 đến ngày cuối cùng của tháng M-1.

2. Đơn vị phát điện sở hữu, quản lý vận hành nhà máy điện khi hết hạn hợp đồng mua bán điện theo các cơ chế khuyến khích, ưu đãi của nhà nước (bao gồm cả các nhà máy điện BOT chuyển giao về Việt Nam) có trách nhiệm tham gia thị trường điện, cụ thể:

a) Từ ngày đầu tiên của tháng M nếu ngày ký kết hợp đồng mua bán điện theo Quy định về phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện; nguyên tắc tính giá điện để thực hiện dự án điện lực; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện được Bộ Công Thương ban hành trước ngày 25 tháng M-1;

b) Từ ngày đầu tiên của tháng M+1 nếu ngày ký kết hợp đồng mua bán điện theo Quy định về phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện; nguyên tắc tính giá điện để thực hiện dự án điện lực; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện từ ngày 25 đến ngày cuối cùng của tháng M-1, trừ trường hợp Đơn vị phát điện tự nguyện đăng ký tham gia thị trường điện từ ngày đầu tiên của tháng M khi đã đáp ứng đầy đủ các điều kiện theo quy định.

3. Đơn vị bán buôn điện có trách nhiệm tham gia thị trường điện từ ngày thực hiện giao nhận, mua điện từ lưới điện truyền tải.

Điều 7. Đăng ký tham gia thị trường điện đối với Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và Đơn vị bán buôn điện

1. Đối với Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch

a) Đơn vị phát điện tham gia thị trường điện khi đáp ứng đủ các yêu cầu sau:

- Giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện còn hiệu lực;

- Hoàn thành nghiệm thu đưa vào vận hành các hệ thống theo quy định tại khoản 5 Điều 4 Thông tư này;

- Hoàn thành ký kết hợp đồng mua bán điện và công nhận ngày vận hành thương mại của nhà máy điện được các bên thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện;

- Thỏa thuận thống nhất về đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang (trong trường hợp Đơn vị phát điện là đại diện cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang).

b) Trước 07 ngày làm việc kể từ ngày chậm nhất phải tham gia thị trường điện theo quy định tại Điều 6 Thông tư này, Đơn vị phát điện có trách nhiệm gửi 01 bộ hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện cho từng nhà máy điện về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện qua trang thông tin điện tử thị trường điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hướng dẫn các đơn vị về thành phần hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện của Đơn vị phát điện.

2. Đối với Đơn vị bán buôn điện

a) Đơn vị bán buôn điện tham gia thị trường điện khi đáp ứng các yêu cầu sau:

- Giấy phép hoạt động điện lực còn hiệu lực;

- Đáp ứng các quy định về đo đếm điện năng tại các điểm đo đếm ranh giới giao nhận của đơn vị theo quy định;

- Hoàn thành nghiệm thu đưa vào vận hành hệ thống thu thập số liệu đo đếm từ xa tại các vị trí đo đếm ranh giới trong phạm vi quản lý của đơn vị, hệ thống mạng kết nối thông tin nội bộ thị trường điện và chữ ký số.

b) Trước 07 ngày làm việc kể từ ngày chậm nhất phải tham gia thị trường điện theo quy định tại Điều 6 Thông tư này, Đơn vị bán buôn điện có trách nhiệm gửi 01 bộ hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện qua trang thông tin điện tử thị trường điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hướng dẫn các đơn vị về thành phần hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện của Đơn vị bán buôn điện.

Điều 8. Kiểm tra hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện

1. Trong thời hạn 02 ngày làm việc tính từ ngày nhận được hồ sơ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính đầy đủ của hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện và yêu cầu đơn vị đăng ký bổ sung, hoàn thiện hồ sơ nếu hồ sơ chưa đáp ứng theo quy định tại Điều 7 Thông tư này.

2. Trong thời hạn 03 ngày làm việc tính từ ngày nhận được hồ sơ hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra hồ sơ, đánh giá khả năng chính thức tham gia thị trường điện của đơn vị.

3. Trường hợp đơn vị đăng ký tham gia thị trường điện đã đáp ứng đầy đủ các điều kiện tham gia thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho đơn vị đăng ký và công bố trên trang thông tin điện tử thị trường điện ít nhất 24 giờ trước thời điểm đơn vị này chính thức tham gia thị trường điện.

Điều 9. Thông tin thành viên tham gia thị trường điện

1. Thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm đăng ký các thông tin chung về đơn vị cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xây dựng và công bố các yêu cầu chi tiết về thông tin đăng ký tham gia thị trường điện áp dụng cho từng loại hình thành viên tham gia thị trường điện.

3. Đăng ký công tơ đo đếm và điểm đấu nối

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thiết lập và duy trì thông tin đăng ký của các công tơ và các điểm đấu nối thuộc phạm vi giao dịch trong thị trường điện;

b) Đối với từng công tơ đo đếm, thông tin đăng ký phải thể hiện rõ đơn vị chịu trách nhiệm quản lý, vận hành công tơ, đơn vị chịu trách nhiệm thu thập số liệu đo đếm từ công tơ;

c) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phối hợp với thành viên tham gia thị trường điện có liên quan thực hiện xác nhận các điểm đấu nối và công tơ đo đếm tại điểm đấu nối của từng thành viên tham gia thị trường điện;

d) Trường hợp có thay đổi về sở hữu hoặc trách nhiệm đối với điểm đấu nối, thành viên tham gia thị trường điện có liên quan phải thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lưu trữ, cập nhật thông tin đăng ký của tất cả thành viên tham gia thị trường điện.

5. Trường hợp có thay đổi về thông tin đăng ký, thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm thông báo với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các thay đổi này.

6. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật và công bố các thông tin đăng ký tham gia thị trường của các thành viên tham gia thị trường điện, bao gồm cả các thay đổi; lưu trữ đầy đủ các thông tin, dữ liệu quá khứ.

7. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điện lực các trường hợp đăng ký tham gia thị trường điện, bắt đầu tham gia thị trường điện hoặc không thực hiện đăng ký tham gia thị trường điện theo quy định.

8. Định kỳ hằng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật, tổng hợp và báo cáo Cục Điện lực khi có đơn vị đăng ký tham gia thị trường điện hoặc khi có thay đổi liên quan đến việc tham gia của thành viên tham gia thị trường điện, bao gồm: Tình hình đăng ký tham gia và kết quả đánh giá hồ sơ đăng ký tham gia của các đơn vị thành viên mới, hoặc không thực hiện đăng ký tham gia thị trường điện theo quy định, các thay đổi về thông tin đăng ký hoặc ngừng tham gia thị trường điện của các thành viên tham gia thị trường điện.

Điều 10. Chấm dứt tham gia thị trường điện

1. Các trường hợp chấm dứt tham gia thị trường điện

a) Nhà máy điện chấm dứt tham gia thị trường điện trong các trường hợp sau:

- Theo đề nghị của đơn vị phát điện sở hữu, quản lý vận hành nhà máy điện trong trường hợp nhà máy điện ngừng vận hành hoàn toàn hoặc nhà máy điện không duy trì và không có khả năng khôi phục lại công suất đặt theo thông tin đăng ký tham gia thị trường điện trong thời hạn 01 năm;

- Giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện của nhà máy điện bị thu hồi hoặc hết hiệu lực.

b) Đơn vị bán buôn điện không tiếp tục mua điện tại các điểm giao nhận thuộc phạm vi thị trường điện hoặc Giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực bán buôn, bán lẻ điện bị thu hồi hoặc hết hiệu lực.

2. Trường hợp giấy phép hoạt động điện lực bị thu hồi, thời điểm chấm dứt tham gia thị trường điện của đơn vị phát điện hoặc Đơn vị bán buôn điện được tính từ thời điểm giấy phép hoạt động điện lực bị thu hồi theo quyết định của cơ quan có thẩm quyền. Trong các trường hợp còn lại, trong thời hạn ít nhất 30 ngày trước thời điểm muốn chấm dứt tham gia thị trường điện, thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm gửi văn bản đề nghị chấm dứt tham gia thị trường điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Trong thời hạn 10 ngày tính từ ngày nhận được văn bản thông báo đề nghị chấm dứt tham gia thị trường điện của thành viên tham gia thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xem xét, quyết định và báo cáo cho Cục Điện lực để giám sát thực hiện.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lưu trữ hồ sơ, công bố trên trang thông tin điện tử thị trường điện về việc chấm dứt tham gia thị trường điện của đơn vị thành viên tham gia thị trường điện.

Điều 11. Huy động nhà máy điện chưa trực tiếp tham gia thị trường điện, các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện

1. Đối với các nhà máy chưa được cấp giấy phép hoạt động điện lực hoặc giấy phép hoạt động điện lực hết thời hạn hoặc giấy phép hoạt động điện lực bị thu hồi, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không huy động nhà máy điện này phát điện lên hệ thống điện quốc gia, trừ trường hợp xảy ra các tình huống cấp bách đe dọa nghiêm trọng đến khả năng bảo đảm cung cấp điện và được Bộ trưởng Bộ Công Thương chấp thuận theo quy định.

2. Đối với nhà máy điện hoặc tổ máy của nhà máy điện đã được cấp giấy phép hoạt động điện lực:

a) Trong các trường hợp: phải tham gia thị trường điện theo quy định tại Điều 4 Thông tư này nhưng đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện này không hoàn thành đăng ký tham gia thị trường điện; các nhà máy điện không có Hợp đồng mua bán điện (trừ các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu); các nhà máy điện có Hợp đồng mua bán điện nhưng chưa có giá điện chính thức hoặc giá điện hết hiệu lực; các tổ máy điện chưa có thỏa thuận ngày vận hành thương mại hoặc chưa vào vận hành chính thức, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không huy động nhà máy điện này phát điện lên hệ thống điện quốc gia, trừ các trường hợp sau:

- Xảy ra tình trạng hệ thống điện mất cân bằng cung cầu hoặc để bảo đảm cung cấp điện;

- Bảo đảm yêu cầu về nhu cầu cấp nước hạ du theo quy định của quy trình vận hành liên hồ chứa, quy trình vận hành đơn hồ hoặc theo yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền (đối với các nhà máy thủy điện);

- Chống xả tràn (đối với các nhà máy thủy điện).

b) Đối với các nhà máy điện đã có thỏa thuận ngày vận hành thương mại, đã nộp hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện hoặc chờ đến thời điểm tham gia thị trường điện: huy động như nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện;

c) Đối với các tổ máy của nhà máy điện đã có thỏa thuận ngày vận hành thương mại hoặc đã vào vận hành chính thức; các tổ máy còn lại chưa đóng điện lần đầu hoặc vẫn trong quá trình thử nghiệm để đưa vào vận hành thương mại, vận hành chính thức: huy động như nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện.

3. Trường hợp được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện huy động theo quy định tại khoản 1, khoản 2 Điều này, đơn vị phát điện sở hữu, quản lý vận hành nhà máy điện, tổ máy điện của nhà máy điện được thanh toán theo quy định tại hợp đồng mua bán điện hoặc thỏa thuận thống nhất giữa hai bên.

Chương III

NGUYÊN TẮC VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 12. Nguyên tắc vận hành thị trường điện

1. Bảo đảm công khai, minh bạch, bình đẳng, cạnh tranh lành mạnh, không phân biệt đối xử giữa các đơn vị tham gia thị trường điện; bảo đảm quyền và lợi ích hợp pháp của các đơn vị tham gia thị trường điện.

2. Tôn trọng, bảo đảm quyền tự do lựa chọn đối tác và hình thức giao dịch của các đối tượng mua bán điện trên thị trường điện.

3. Nhà nước điều tiết hoạt động của thị trường điện cạnh tranh nhằm bảo đảm phát triển hệ thống điện bền vững, đáp ứng yêu cầu cung cấp điện an toàn, ổn định, tin cậy và hiệu quả.

Điều 13. Ngày giao dịch, chu kỳ giao dịch, chu kỳ điều độ, nguyên tắc vận hành

1. Ngày giao dịch được tính từ thời điểm 00h00 đến 24h00 của ngày dương lịch.

2. Chu kỳ giao dịch là 30 phút, tính từ thời điểm bắt đầu của mỗi 30 phút trong ngày giao dịch. Khi các điều kiện về cơ sở hạ tầng được đáp ứng, Bộ Công Thương xem xét giảm chu kỳ giao dịch nhỏ hơn 30 phút.

3. Chu kỳ điều độ là 30 phút, tính từ thời điểm bắt đầu của mỗi 30 phút trong ngày giao dịch. Khi các điều kiện về cơ sở hạ tầng được đáp ứng, Bộ Công Thương xem xét giảm chu kỳ điều độ nhỏ hơn 30 phút đồng bộ với việc giảm chu kỳ giao dịch tại khoản 2 Điều này.

4. Trong quá trình tham gia thị trường điện, các đơn vị có trách nhiệm thực hiện theo đúng các quy định, tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để bảo đảm vận hành thị trường điện ổn định, cạnh tranh hiệu quả, vận hành hệ thống điện ổn định, an toàn và tin cậy.

5. Các đơn vị phát điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị cung cấp nhiên liệu bảo đảm đủ nhiên liệu sơ cấp đáp ứng nhu cầu vận hành, huy động trong hệ thống điện quốc gia; thực hiện chào giá bảo đảm các ràng buộc nhiên liệu và vận hành an toàn hệ thống cung cấp nhiên liệu.

Điều 14. Nút giao dịch mua bán điện

1. Nút giao dịch mua bán điện của từng thành viên tham gia thị trường điện bao gồm:

a) Đối với đơn vị phát điện, nút giao dịch được tính tại điểm giao nhận điện của nhà máy điện thuộc sở hữu của đơn vị với hệ thống điện quốc gia;

b) Đối với Đơn vị bán buôn điện, nút giao dịch được tính tại:

- Điểm giao nhận giữa lưới truyền tải điện và lưới phân phối điện của đơn vị mua điện;

- Điểm giao nhận (nếu có) giữa các nhà máy điện tham gia thị trường điện và lưới phân phối điện của đơn vị mua điện;

- Điểm giao nhận trên lưới phân phối với đơn vị mua điện khác tham gia thị trường điện.

2. Đơn vị phát điện, đơn vị mua điện phải đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện nút giao dịch của đơn vị trong quá trình đăng ký tham gia thị trường điện. Trường hợp có thay đổi về các nút giao dịch hiện có, bổ sung các nút giao dịch mới, đơn vị phát điện, đơn vị mua điện có trách nhiệm thông báo thông tin này 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 phối hợp với đơn vị liên quan trong việc lập, quản lý và công bố danh mục các nút giao dịch tương ứng với từng thành viên tham gia thị trường điện.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phối hợp với các đơn vị liên quan trong việc lập và quản lý danh mục công tơ đo đếm cho từng nút giao dịch để xác định sản lượng điện năng giao dịch trong thị trường tại nút giao dịch đó trong từng chu kỳ giao dịch.

Điều 15. Giới hạn giá chào

1. Giá chào của các tổ máy phát điện trên thị trường điện được giới hạn từ giá sàn bản chào đến giá trần bản chào.

2. Đối với tổ máy nhiệt điện

a) Giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện được xác định hằng năm, điều chỉnh hằng tháng và được tính toán căn cứ trên các yếu tố sau:

- Suất hao nhiệt của tổ máy phát điện;

- Hệ số suy giảm hiệu suất theo thời gian vận hành của tổ máy phát điện;

- Giá nhiên liệu;

- Giá biến đổi theo hợp đồng mua bán điện.

b) Giá sàn bản chào của tổ máy nhiệt điện là 0 đồng/kWh.

3. Đối với tổ máy thủy điện

a) Giá trần bản chào của tổ máy thủy điện được quy định tại Điều 44 Thông tư này;

b) Giá sàn bản chào của tổ máy thủy điện là 0 đồng/kWh.

Điều 16. Giá thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch

1. Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán sau thời điểm vận hành căn cứ trên phương pháp lập lịch không ràng buộc;

b) Không vượt quá giá trần thị trường điện.

2. Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới và không thay đổi trong năm áp dụng;

b) Tính toán trên nguyên tắc bảo đảm cho Nhà máy điện mới tốt nhất thu hồi đủ chi phí biến đổi và chi phí cố định.

3. Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện được tính bằng tổng của 02 thành phần sau:

a) Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện;

b) Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện.

Điều 17. Xác định sản lượng điện hợp đồng

1. Quy định chung

a) Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện có trách nhiệm thỏa thuận, thống nhất và quy định trong hợp đồng mua bán điện về sản lượng điện hợp đồng hoặc tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng trong khung quy định tại điểm b khoản này để xác định sản lượng điện hợp đồng năm hoặc từng năm trong chu kỳ nhiều năm. Căn cứ sản lượng điện hợp đồng năm đã thống nhất trong hợp đồng mua bán điện, Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện tính toán và thống nhất về việc phân bổ sản lượng điện hợp đồng vào từng tháng trong năm.

Trường hợp Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện thống nhất thông tin sản lượng điện hợp đồng năm, tháng, thực hiện thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các nội dung đã thống nhất thông qua văn bản để Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện phân bổ sản lượng điện hợp đồng vào từng chu kỳ giao dịch. Trường hợp Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện chỉ thống nhất được tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng thì thực hiện thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để thực hiện tính toán, phân bổ sản lượng điện hợp đồng theo quy định tại Thông tư này.

b) Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng không cao hơn 100% và không thấp hơn 60%;

c) Đối với sản lượng điện hợp đồng dài hạn:

- Hằng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các kịch bản sản lượng điện hợp đồng dài hạn cho giai đoạn 5 năm tiếp theo trên cơ sở: cập nhật dự báo nhu cầu phụ tải hệ thống điện quốc gia và từng miền; công suất khả dụng và sản lượng điện huy động dự kiến của các nhà máy điện trong hệ thống điện quốc gia; các ràng buộc về bao tiêu (nếu có); quy hoạch phát triển điện lực đã được phê duyệt; giá điện dự kiến của các nhà máy do Đơn vị mua điện cung cấp; các số liệu đầu vào phù hợp khác;

- Căn cứ các kịch bản sản lượng điện hợp đồng dài hạn do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán, Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện có trách nhiệm đàm phán, thống nhất sản lượng điện hợp đồng dài hạn trong hợp đồng mua bán điện;

- Việc lựa chọn phương án sản lượng điện hợp đồng dài hạn phải, bảo đảm tính minh bạch, hợp lý, phù hợp với kế hoạch phát triển hệ thống điện và mục tiêu vận hành an toàn, ổn định, tin cậy và tối ưu kinh tế - kỹ thuật của hệ thống điện quốc gia;

- Sản lượng điện hợp đồng dài hạn sau khi được thống nhất phải được phân bổ thành sản lượng điện hợp đồng năm và tháng, gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để thực hiện phân bổ vào các chu kỳ giao dịch theo quy định tại Thông tư này.

2. Đối với nhà máy điện đã ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam

a) Trường hợp Đơn vị phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam thỏa thuận thống nhất về sản lượng điện hợp đồng năm, tháng, hai bên có trách nhiệm gửi thông tin cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán phân bổ sản lượng điện hợp đồng vào từng chu kỳ giao dịch theo quy định tại khoản 3 Điều 38 Thông tư này;

b) Trường hợp Đơn vị phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam thỏa thuận thống nhất được tỷ lệ điện năng thanh toán theo giá hợp đồng và chưa thỏa thuận thống nhất được sản lượng điện hợp đồng năm; hoặc không thỏa thuận thống nhất được về sản lượng điện hợp đồng năm, tháng và theo quy định tại khoản 5 Điều này:

- Đối với nhà máy nhiệt điện: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện tính toán sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm N+1 và phân bổ sản lượng điện hợp đồng tối thiểu vào các tháng trong năm N+1 theo quy định tại Điều 29 Thông tư này và thực hiện tính toán sản lượng điện hợp đồng tháng của nhà máy nhiệt điện theo quy định tại khoản 1 Điều 38 Thông tư này, đồng thời phân bổ vào từng chu kỳ giao dịch theo quy định tại khoản 3 Điều 38 Thông tư này;

- Đối với nhà máy thủy điện: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán sản lượng điện hợp đồng tháng theo quy định tại khoản 2 Điều 38 Thông tư này và sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch theo quy định tại khoản 3 Điều 38 Thông tư này.

3. Đối với nhà máy điện đã ký hợp đồng với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, được phân bổ cho Đơn vị bán buôn điện và nhà máy điện đã ký hợp đồng với Đơn vị bán buôn điện

a) Trường hợp các đơn vị thỏa thuận thống nhất về sản lượng điện hợp đồng năm, tháng, gửi thông tin cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán phân bổ sản lượng điện hợp đồng vào từng chu kỳ giao dịch theo quy định tại Điều 40 Thông tư này;

b) Trường hợp các đơn vị thỏa thuận thống nhất được tỷ lệ điện năng thanh toán theo giá hợp đồng và chưa thỏa thuận thống nhất được sản lượng điện hợp đồng năm; hoặc không thỏa thuận, thống nhất được về sản lượng điện hợp đồng năm, tháng và theo quy định tại khoản 5 Điều này: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện tính toán sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm, sản lượng điện hợp đồng tối thiểu tháng, sản lượng điện hợp đồng tháng theo quy định tại Điều 29, Điều 30 và Điều 38 Thông tư này, đồng thời phân bổ vào từng chu kỳ giao dịch theo quy định tại Điều 40 Thông tư này.

4. Đối với nhà máy điện mới (vận hành thương mại sau thời điểm Thông tư này có hiệu lực)

a) Trước ngày vận hành thương mại dự kiến của nhà máy điện 90 ngày, Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện có trách nhiệm thỏa thuận, thống nhất trong hợp đồng mua bán điện về tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng hoặc sản lượng điện hợp đồng năm, tháng theo quy định tại điểm a khoản 1 Điều này;

b) Trường hợp Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện không thống nhất được sản lượng điện hợp đồng của các tháng còn lại trong năm: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện tính toán theo quy định tại khoản 1 hoặc khoản 2 Điều 38 Thông tư này;

c) Sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch: Trừ trường hợp có thỏa thuận khác giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện, sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định trong lập kế hoạch vận hành tháng tới căn cứ trên việc phân bổ sản lượng điện hợp đồng tháng vào các chu kỳ giao dịch trong tháng theo quy định tại khoản 3 Điều 38 và Điều 40 Thông tư này.

5. Đối với nhà máy điện đã ký hợp đồng mua bán điện nhưng không thống nhất được tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng hoặc sản lượng điện hợp đồng năm N+1 với Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc Đơn vị bán buôn điện theo quy định tại khoản 1 Điều này để cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 15 tháng 11 năm N:

a) Đơn vị phát điện, Đơn vị mua điện có trách nhiệm đề xuất tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng và sản lượng điện hợp đồng báo cáo Cục Điện lực và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 20 tháng 11 hằng năm;

b) Căn cứ báo cáo của Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm đề xuất các phương án tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng trong năm tới theo quy định tại điểm b khoản 1 Điều này và báo cáo Cục Điện lực;

c) Trường hợp các bên vẫn không thống nhất tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng hoặc sản lượng điện hợp đồng năm, tháng: Trước ngày 10 tháng 12 năm N, căn cứ kết quả tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tại điểm b khoản này, Cục Điện lực có trách nhiệm đánh giá, thẩm định và trình Bộ Công Thương phê duyệt tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng năm N+1 để các bên thực hiện trong giai đoạn chưa thống nhất, cụ thể:

- Tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng do Bộ Công Thương phê duyệt theo nguyên tắc quy định tại điểm b khoản 1 Điều này phù hợp với từng giai đoạn phát triển của thị trường điện và bảo đảm hài hòa lợi ích giữa bên mua điện và bên bán điện;

- Căn cứ tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng do Bộ Công Thương công bố, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm và tối thiểu tháng theo quy định tại Điều 29 Thông tư này và sản lượng điện hợp đồng tháng theo quy định tại khoản 1, khoản 2 Điều 38 Thông tư này và thông báo cho Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện để thực hiện theo các quy định tại Thông tư này.

d) Trong giai đoạn áp dụng tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng được Bộ Công Thương phê duyệt, Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện có trách nhiệm tiếp tục thỏa thuận về sản lượng điện hợp đồng các tháng còn lại trong năm. Trường hợp Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện đạt được thỏa thuận về sản lượng điện hợp đồng các tháng còn lại trong năm thì cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để tính toán và công bố. Tại thời điểm Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố sản lượng điện hợp đồng mà Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện vẫn không đạt được thỏa thuận về sản lượng điện hợp đồng thì các đơn vị thực hiện theo sản lượng điện hợp đồng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đã tính toán và công bố.

6. Điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng:

a) Điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng tháng:

- Trường hợp Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện thỏa thuận thống nhất về sản lượng điện hợp đồng tháng, hoặc các nội dung về điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng tháng (các trường hợp điều chỉnh, nguyên tắc điều chỉnh) trước tháng vận hành: việc điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng tháng được thực hiện theo thỏa thuận giữa hai bên. Các đơn vị có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các nội dung đã thống nhất để phục vụ công tác vận hành thị trường điện;

- Trường hợp sản lượng điện hợp đồng tháng của các nhà máy nhiệt điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán theo quy định tại khoản 1 Điều 38 Thông tư này và không có thỏa thuận khác giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện về điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng tháng: việc điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng được thực hiện theo các nguyên tắc quy định tại Điều 37 Thông tư này.

b) Điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng chu kỳ giao dịch:

- Trường hợp Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện thỏa thuận thống nhất về nguyên tắc điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng chu kỳ giao dịch (các trường hợp điều chỉnh, nguyên tắc điều chỉnh) trước thời điểm Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố sản lượng điện hợp đồng chu kỳ giao dịch: việc điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng chu kỳ giao dịch được thực hiện theo thỏa thuận giữa hai bên. Các đơn vị có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các nội dung đã thống nhất để phục vụ công tác vận hành thị trường điện;

- Trường hợp sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán theo quy định tại Điều 39 và Điều 40 Thông tư này và không có thỏa thuận khác giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện về điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng chu kỳ giao dịch: việc điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng chu kỳ giao dịch được thực hiện theo các nguyên tắc quy định tại Điều 39 Thông tư này.

Điều 18. Vận hành, huy động nguồn điện

1. Vận hành, huy động nguồn điện trong hệ thống điện tuân thủ các yêu cầu sau:

a) Bảo đảm hệ thống điện vận hành an toàn, ổn định, tin cậy, liên tục và đáp ứng nhu cầu phụ tải điện;

b) Bảo đảm các ràng buộc kỹ thuật trên hệ thống điện, hệ thống cung cấp nhiên liệu sơ cấp, bao gồm:

- Yêu cầu kỹ thuật của hệ thống điện và tiêu chuẩn vận hành của các thiết bị điện, bảo đảm chế độ điện áp, tần số, ổn định lưới điện theo quy định tại Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng được Bộ Công Thương ban hành;

- Ràng buộc kỹ thuật của hệ thống cung cấp nhiên liệu sơ cấp được đơn vị cung cấp nhiên liệu cung cấp và công bố;

- Yêu cầu cấp nước hạ du hoặc ràng buộc mực nước quy định trong quy trình liên hồ chứa, quy trình vận hành hồ chứa hoặc yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền;

c) Ưu tiên các chương trình thử nghiệm để đưa tổ máy, nhà máy điện vào vận hành chính thức;

d) Ưu tiên các nhà máy thủy điện trong vùng ảnh hưởng trực tiếp của bão, áp thấp nhiệt đới, các hình thái thời tiết nguy hiểm khác để bảo đảm an toàn công trình và vùng hạ du;

đ) Bảo đảm các ràng buộc về bao tiêu, các ràng buộc tiêu thụ nhiên liệu sơ cấp cho phát điện được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt (nếu có);

e) Tối ưu kinh tế - kỹ thuật của hệ thống điện.

2. Các trường hợp xảy ra quá tải, thừa nguồn trong hệ thống điện:

a) Trong công tác lập kế hoạch vận hành: khi tổng lượng công suất phát ổn định thấp nhất của các tổ máy nhiệt điện nối lưới hoặc công suất cần duy trì để bảo đảm các ràng buộc kỹ thuật của các nguồn điện nối lưới, công suất dự báo các nguồn năng lượng tái tạo, công suất các nhà máy thủy điện đang xả hoặc nguy cơ xả hoặc đáp ứng nhu cầu cấp nước hạ du tại một khu vực, miền, khu vực hoặc cả hệ thống điện trong chu kỳ giao dịch lớn hơn phụ tải khu vực, miền cộng với giới hạn truyền tải liên kết khu vực, miền hoặc phụ tải hệ thống dự báo;

b) Trong công tác lập lịch: khi tổng lượng công suất phát của các đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch, công suất dự báo các nguồn năng lượng tái tạo và tổng công suất phát các nhà máy trực tiếp tham gia thị trường điện (bao gồm phần công suất chào giá sàn của các nhà máy thủy điện, công suất phát ổn định thấp nhất của các tổ máy nhiệt điện nối lưới hoặc công suất cần duy trì để bảo đảm các ràng buộc kỹ thuật của các nguồn điện nối lưới) tại một miền, khu vực hoặc cả hệ thống điện trong chu kỳ giao dịch lớn hơn phụ tải khu vực, miền cộng với giới hạn truyền tải liên kết miền hoặc phụ tải hệ thống dự báo.

3. Trường hợp xảy ra quá tải, thừa nguồn trong hệ thống điện quy định tại khoản 2 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phối hợp với các cấp điều độ tuân thủ các quy định tại khoản 1 Điều này, đồng thời thực hiện điều chỉnh công suất huy động theo thứ tự sau:

a) Vận hành các hệ thống pin lưu trữ năng lượng còn khả năng để nhận điện từ các nguồn điện khi thừa nguồn hoặc quá tải để tích trữ và phát điện khi hệ thống điện có nhu cầu;

b) Giảm công suất phát các tổ máy nhiệt điện có chi phí biến đổi theo thứ tự từ cao đến thấp, trừ các tổ máy nhiệt điện của các Nhà máy nhiệt điện khí có ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí và các nhà máy nhiệt điện có ràng buộc về bao tiêu;

c) Giảm công suất phát, ngừng tổ máy của các nhà máy thủy điện chưa xả (trừ các nhà máy thủy điện nguy cơ xả tại điểm i) theo tỷ lệ dung tích còn lại so với dung tích được phép tích giữ từ thấp đến cao, trừ các tổ máy của các nhà máy thủy điện nhập khẩu có ràng buộc về bao tiêu;

d) Ngừng các tổ máy nhiệt điện khởi động chậm theo thứ tự: các tổ máy tự nguyện ngừng phát điện; các tổ máy không có khả năng hỗ trợ cho hệ thống điện trong việc chống quá tải, bảo đảm điện áp; theo giá chào tổ máy (chỉ áp dụng cho khung lập lịch ngày tới, trong ngày và chu kỳ tới); theo chi phí biến đổi thứ tự từ cao đến thấp, trường hợp các tổ máy khởi động chậm có cùng chi phí biến đổi thì ngừng tổ máy theo thứ tự chi phí khởi động từ thấp đến cao;

đ) Giảm công suất phát các nhà máy điện sinh khối;

e) Giảm công suất phát, ngừng các tổ máy, các nhà máy điện có điều khoản thỏa thuận giảm, ngừng trước các nhà máy điện khác (điều kiện được quy định trong thỏa thuận đấu nối hoặc Hợp đồng mua bán điện);

g) Giảm công suất phát một phần hoặc toàn bộ nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời nối lưới, hệ thống điện mặt trời mái nhà nối lưới trung áp, trừ các nhà máy điện thuộc điểm n khoản này và các nhà máy điện năng lượng tái tạo nhập khẩu có ràng buộc về bao tiêu;

h) Giảm công suất phát các nhà máy điện rác còn khả năng tích trữ nhiên liệu sơ cấp;

i) Giảm công suất phát của các tổ máy nhiệt điện của các Nhà máy nhiệt điện khí có ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí, các nhà máy điện có ràng buộc về bao tiêu;

k) Giảm, ngừng phần công suất chào giá sàn của các nhà máy thủy điện trực tiếp tham gia thị trường điện và các nhà máy thủy điện gián tiếp tham gia thị trường điện có nguy cơ xả theo tỷ lệ dung tích còn lại so với dung tích được phép tích giữ từ thấp đến cao và có xét đến đặc điểm vận hành tổ máy, tính chất đặc thù hồ chứa và ảnh hưởng tới vùng hạ du của hồ chứa;

l) Ngừng tổ máy nhiệt điện của các Nhà máy nhiệt điện khí có ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí, các nhà máy điện có ràng buộc về bao tiêu nhiên liệu có chi phí biến đổi theo thứ tự từ cao đến thấp trong đó có xét đến đặc điểm vận hành của từng loại hình nguồn, khả năng hỗ trợ cho hệ thống trong việc chống quá tải và bảo đảm điện áp;

m) Giảm công suất phát của các nhà máy thủy điện trực tiếp tham gia thị trường điện đang xả chào giá sàn và các nhà máy thủy điện gián tiếp tham gia thị trường điện đang xả;

n) Giảm công suất phát của các nhà máy điện hoặc một phần nhà máy điện đang trong quá trình thử nghiệm để được công nhận ngày vận hành thương mại hoặc vào vận hành chính thức.

4. Đối với các tổ máy phát điện của các nhà máy điện thuộc cùng một nhóm tại điểm đ, điểm g, điểm h, điểm i, điểm l và điểm m khoản 3 Điều này, việc giảm công suất phát được thực hiện theo nguyên tắc phân bổ đều công suất cần giảm theo tỷ lệ công suất định mức, công suất khả dụng, công suất công bố hoặc công suất dự báo (tùy theo loại hình nguồn điện và phương thức điều độ), không phân biệt theo tiêu chí giá.

5. Khi xảy ra quá tải, thừa nguồn trong hệ thống điện và cần phải điều chỉnh công suất huy động trong hệ thống điện theo khoản 3 Điều này:

a) Không thực hiện ngừng, giảm các nhà máy thủy điện phải huy động để bảo đảm an toàn công trình và vùng hạ du do ảnh hưởng trực tiếp của bão, áp thấp nhiệt đới, các hình thái thời tiết nguy hiểm khác theo bản tin chính thức của Trung tâm dự báo khí tượng thủy văn Quốc gia hoặc Đài Khí tượng Thủy văn khu vực;

b) Thực hiện giảm đồng đều giữa các loại hình nguồn năng lượng tái tạo và các nguồn thủy điện đang xả khi lượng công suất dư thừa lớn, diễn ra nhiều chu kỳ trong ngày và kéo dài một số ngày liên tục.

6. Thông tin Hợp đồng mua bán điện

a) Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp các thông tin ràng buộc về bao tiêu, đặc tính kỹ thuật, ràng buộc vận hành tại hợp đồng mua bán điện và các thông tin sửa đổi, bổ sung liên quan đã được thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị mua điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để phục vụ công tác lập kế hoạch, điều độ, vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng các thông tin được cung cấp quy định tại điểm a khoản này đúng mục đích cho công tác vận hành, huy động các tổ máy, nhà máy điện trong hệ thống điện quốc gia và bảo đảm các quy định về bảo mật thông tin theo quy định.

Chương IV

KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Mục 1. KẾ HOẠCH VẬN HÀNH NĂM TỚI

Điều 19. Kế hoạch vận hành năm tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới, bao gồm các nội dung chính sau:

a) Lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất;

b) Tính toán giá công suất thị trường;

c) Tính toán giá trị nước và mực nước tối ưu của các hồ chứa thủy điện;

d) Tính toán giới hạn giá bản chào của tổ máy nhiệt điện;

đ) Xác định các phương án giá trần thị trường điện;

e) Tính toán sản lượng kế hoạch, sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm và phân bổ sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm vào các tháng trong năm đối với các nhà máy nhiệt điện chưa thỏa thuận, thống nhất về sản lượng điện hợp đồng năm, tháng.

Chi tiết các nội dung trong kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới theo quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường điện để tính toán các nội dung quy định tại khoản 1 Điều này. Thông số đầu vào sử dụng trong mô phỏng thị trường điện của các tổ máy nhiệt điện là chi phí biến đổi của tổ máy được xác định tại khoản 3 Điều này, các đặc tính thủy văn, đặc tính kỹ thuật của nhà máy thủy điện, các ràng buộc theo quy định về lập phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia theo Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được Bộ Công Thương ban hành, ràng buộc về bao tiêu và các ràng buộc về dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.

3. Chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện được xác định như sau:

a) Trường hợp xác định được giá trị suất hao nhiệt theo hợp đồng mua bán điện, chi phí biến đổi của tổ máy xác định như sau:

VC_b= + +

Trong đó:

VC_b: Chi phí biến đổi của tổ máy (đồng/kWh);

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính (than, khí) của nhà máy điện (đồng/kWh);

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy điện (đồng/kWh);

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện (đồng/kWh).

- Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện (đồng/kWh);

: Suất hao nhiệt bình quân của nhiên liệu chính của tổ máy phát điện quy định trong hợp đồng mua bán điện (kg/kWh hoặc BTU/kWh hoặc kcal/kWh);

: Giá nhiên liệu chính bao gồm cả giá vận chuyển, tồn trữ, tái hóa nhiên liệu chính (đồng/kCal; đồng/BTU hoặc đồng/kg).

- Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện (đồng/kWh);

: Suất hao nhiệt bình quân của nhiên liệu phụ theo thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện trên cơ sở thông số của nhà chế tạo thiết bị (kg/kWh);

: Giá nhiên liệu phụ bao gồm cả cước vận chuyển và các loại phí khác theo quy định (đồng/kg).

- Suất hao nhiệt bình quân của nhiên liệu (chính, phụ) do đơn vị mua điện cung cấp và được hiệu chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu suất. Trường hợp suất hao nhiệt trong hợp đồng là suất hao nhiệt bình quân cả đời dự án thì không điều chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu suất. Trường hợp hợp đồng mua bán điện chỉ có đường đặc tính suất hao tại các mức tải thì suất hao nhiệt của tổ máy được xác định tại mức tải tương ứng với sản lượng điện năng phát bình quân nhiều năm của nhà máy điện được quy định trong hợp đồng mua bán điện.

Trường hợp tổ máy nhiệt điện không có suất hao nhiệt trong hợp đồng mua bán điện thì xác định bằng suất hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm theo công nghệ phát điện và công suất đặt và cùng nhà chế tạo. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán suất tiêu hao nhiên liệu hoặc suất hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn.

- Hệ số suy giảm hiệu suất của tổ máy nhiệt điện được xác định bằng hệ số suy giảm hiệu suất trong hợp đồng mua bán điện do đơn vị mua điện cung cấp.

Trường hợp không có số liệu hệ số suy giảm hiệu suất trong hợp đồng mua bán điện, áp dụng hệ số suy giảm hiệu suất của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm với nhà máy điện đó do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định.

- Thành phần giá biến đổi khác của nhà máy điện (đồng/kWh) được xác định theo quy định tại hợp đồng mua bán điện.

b) Trường hợp không có suất hao nhiệt trong hợp đồng mua bán điện đã ký, chi phí biến đổi của tổ máy được xác định bằng giá biến đổi năm N (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) trong hợp đồng mua bán điện có cập nhật các yếu tố ảnh hưởng đến giá biến đổi của năm N. Đối với nhà máy điện chưa ký hợp đồng mua bán điện, giá biến đổi năm được tính theo nhà máy điện đã ký hợp đồng mua bán điện có công nghệ phát điện và công suất đặt tương đương;

c) Căn cứ để xác định các thành phần giá và chi phí được sử dụng trong tính toán giá biến đổi hoặc chi phí biến đổi năm N như sau:

- Giá nhiên liệu áp dụng cho năm N được cơ quan có thẩm quyền công bố hoặc hướng dẫn xác định;

- Giá nhiên liệu áp dụng cho năm N theo quy định tại hợp đồng mua bán điện, hợp đồng mua bán nhiên liệu. Trường hợp giá nhiên liệu phụ thuộc vào kế hoạch cung cấp nhiên liệu và/hoặc các chỉ số giá nhiên liệu, Đơn vị phát điện, đơn vị cung cấp nhiên liệu có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị mua điện kế hoạch cung cấp nhiên liệu và/hoặc các chỉ số giá nhiên liệu để xem xét trong quá trình xác định giá nhiên liệu dự kiến năm N;

- Giá nhiên liệu căn cứ theo hồ sơ thanh toán tiền điện của 03 tháng gần nhất trước thời điểm cung cấp số liệu lập kế hoạch năm N và có xét đến các yếu tố ảnh hưởng đến giá nhiên liệu của năm N. Trường hợp tại thời điểm lập kế hoạch năm N chưa có hồ sơ thanh toán tiền điện với giá nhiên liệu tính đủ của tháng gần nhất (hồ sơ thanh toán chưa tính đủ giá nhiên liệu theo hợp đồng mua bán nhiên liệu), có thể sử dụng giá nhiên liệu bình quân tháng tính trên cơ sở các hóa đơn theo quy định của hợp đồng mua bán nhiên liệu.

- Trường hợp chi phí biến đổi, suất hao nhiên liệu theo quy định trong hợp đồng mua bán điện được xác định tại nhiều mức tải, áp dụng mức tải 85% của nhà máy điện để tính toán giá biến đổi, chi phí biến đổi dự kiến năm N.

4. Trước ngày 25 tháng 10 hằng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lấy ý kiến Tập đoàn Điện lực Việt Nam, đơn vị phát điện, Đơn vị bán buôn điện và các đơn vị khác có liên quan về kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới.

5. Trước ngày 05 tháng 11 hằng năm, các đơn vị được lấy ý kiến có trách nhiệm gửi ý kiến về kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để hoàn thiện.

6. Trước ngày 15 tháng 11 hằng năm, trên cơ sở ý kiến của các đơn vị, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoàn thiện tính toán và trình Cục Điện lực kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới (bao gồm kết quả tính toán, các số liệu đầu vào và thuyết minh tính toán theo quy định tại Thông tư này) để tổ chức thẩm định.

7. Trước ngày 10 tháng 12 hằng năm, Cục Điện lực có trách nhiệm trình Bộ Công Thương xem xét, phê duyệt kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới, bao gồm các nội dung sau:

a) Hệ số hiệu chỉnh sản lượng (hệ số a) áp dụng cho các nhà máy nhiệt điện trong giai đoạn chưa đàm phán, thỏa thuận thống nhất về sản lượng điện hợp đồng;

b) Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng (tỷ lệ alpha) áp dụng trong giai đoạn các đơn vị chưa đàm phán, thỏa thuận thống nhất về sản lượng hợp đồng và tỷ lệ alpha;

c) Nhà máy điện mới tốt nhất;

d) Giá trần thị trường điện năm tới;

đ) Giá công suất thị trường năm tới.

Điều 20. Phân loại nhà máy thủy điện

1. Các nhà máy thủy điện trong thị trường điện được phân loại cụ thể như sau:

a) Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;

b) Nhóm nhà máy thủy điện bậc thang;

c) Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên;

d) Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày;

Đối với nhà máy thủy điện sử dụng nước từ hồ chứa thủy lợi để phát điện và có các yêu cầu đặc biệt của cơ quan nhà nước có thẩm quyền, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Bộ Công Thương xem xét quyết định hình thức tham gia thị trường điện của nhà máy điện trong năm đó.

2. Hằng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân loại, cập nhật danh sách nhà máy thủy điện quy định tại khoản 1 Điều này.

Điều 21. Dự báo nhu cầu phụ tải điện cho lập kế hoạch vận hành năm tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm dự báo nhu cầu phụ tải điện để phục vụ lập kế hoạch vận hành năm tới theo phương pháp quy định tại Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được Bộ Công Thương ban hành. Các số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện phục vụ lập kế hoạch vận hành năm tới bao gồm:

a) Tổng nhu cầu phụ tải điện hệ thống điện quốc gia và phụ tải từng miền Bắc, Trung, Nam cho cả năm và từng tháng trong năm;

b) Biểu đồ phụ tải điện các ngày điển hình của hệ thống điện miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống điện quốc gia các tháng trong năm;

c) Công suất cực đại, cực tiểu của phụ tải hệ thống điện quốc gia trong từng tháng.

2. Trường hợp có nhiều phương án, kịch bản dự báo nhu cầu phụ tải điện trong báo cáo tính toán kế hoạch, phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia năm và được Bộ Công Thương phê duyệt, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và lựa chọn một phương án dự báo nhu cầu phụ tải điện để lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới theo một trong các phương án sau đây:

a) Phương án dự báo nhu cầu phụ tải điện có tỷ lệ tăng trưởng cao hơn và gần nhất so với tốc độ tăng trưởng phụ tải bình quân 03 năm gần nhất. Khi xác định tốc độ tăng trưởng phụ tải bình quân 03 năm được phép loại trừ các năm có biến động bất thường do ảnh hưởng của các sự kiện bất khả kháng (thiên tai, dịch bệnh,…);

b) Phương án dự báo nhu cầu phụ tải điện trên cơ sở tổng hợp dự báo từ các Tổng công ty Điện lực, có xét đến tác động của các loại hình nguồn điện phân tán như thủy điện nhỏ, điện mặt trời mái nhà, sản lượng điện mua bán qua cơ chế mua bán điện trực tiếp.

3. Đơn vị bán buôn điện có trách nhiệm dự báo nhu cầu phụ tải điện năm tới và gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được Bộ Công Thương ban hành.

Điều 22. Dịch vụ phụ trợ cho kế hoạch vận hành năm tới

1. Các loại hình dịch vụ phụ trợ cho vận hành hệ thống điện trong thị trường điện bao gồm:

a) Điều khiển tần số thứ cấp;

b) Khởi động nhanh;

c) Điều chỉnh điện áp;

d) Khởi động đen;

đ) Dự phòng vận hành phải phát.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định nhu cầu các loại dịch vụ phụ trợ theo quy định tại Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng và Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được Bộ Công Thương ban hành.

Điều 23. Phân loại nhà máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh năm tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường điện để xác định hệ số tải trung bình năm của các nhà máy phát điện.

2. Căn cứ hệ số tải trung bình năm từ kết quả mô phỏng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân loại các nhà máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh thành 03 nhóm sau:

a) Nhóm nhà máy chạy nền: bao gồm các nhà máy điện có hệ số tải trung bình năm lớn hơn hoặc bằng 60%;

b) Nhóm nhà máy chạy lưng: bao gồm các nhà máy điện có hệ số tải trung bình năm lớn hơn 25% và nhỏ hơn 60%;

c) Nhóm nhà máy chạy đỉnh: bao gồm các nhà máy điện có hệ số tải trung bình năm nhỏ hơn hoặc bằng 25%.

Điều 24. Xác định giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện

1. Trường hợp xác định được giá trị suất hao nhiệt

a) Giá trần bản chào giá của tổ máy nhiệt điện được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

P_tr: Giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện (đồng/kWh);

K_DC: Hệ số điều chỉnh giá trần theo kết quả phân loại nhà máy nhiệt điện. Đối với nhà máy nhiệt điện chạy nền K_DC= 0%; nhà máy nhiệt điện chạy lưng K_DC = 5%; nhà máy nhiệt điện chạy đỉnh K_DC = 20%;

P_NLC: Giá nhiên liệu chính (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) của tổ máy nhiệt điện (đồng/kCal; đồng/BTU hoặc đồng/kg);

P_NLP: Giá nhiên liệu phụ của tổ máy nhiệt điện (đồng/kCal; đồng/BTU hoặc đồng/kg);

P^bd_khac: Giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác được xác định theo hợp đồng mua bán điện (đồng/kWh);

HR_C: Suất hao nhiệt của nhiên liệu chính tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh; kCal/kWh hoặc kg/kWh);

HR_P: Suất hao nhiệt của nhiên liệu phụ tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh; kCal/kWh hoặc kg/kWh).

b) Các thông số về giá nhiên liệu của tổ máy nhiệt điện được xác định theo quy định tại khoản 3 Điều 19 Thông tư này;

c) Giá nhiên liệu chính do đơn vị mua điện cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước ngày 01 tháng 9 năm N-1.

2. Trường hợp không có số liệu suất hao nhiệt trong hợp đồng mua bán điện hoặc không có nhà máy điện chuẩn cùng nhóm phù hợp:

a) Giá trần bản chào giá của tổ máy nhiệt điện được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện (đồng/kWh);

K_DC: Hệ số điều chỉnh giá trần theo kết quả phân loại nhà máy nhiệt điện. Đối với nhà máy nhiệt điện chạy nền K_DC= 0%; nhà máy nhiệt điện chạy lưng K_DC = 5%; nhà máy nhiệt điện chạy đỉnh K_DC = 20%;

: Giá biến đổi (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) cho năm N theo hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện (đồng/kWh).

b) Giá biến đổi (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) dùng để tính giá trần bản chào là giá biến đổi dự kiến cho năm N do đơn vị mua điện cung cấp 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 công bố số liệu đầu vào và kết quả tính toán giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện.

Điều 25. Xác định giá trần thị trường điện áp dụng cho các đơn vị phát điện

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các phương án giá trần thị trường điện, ít nhất là 03 phương án.

2. Giá trần thị trường điện cho năm N không cao hơn 115% giá trần bản chào cao nhất trong các tổ máy nhiệt điện trực tiếp chào giá trên thị trường điện, không thấp hơn giá biến đổi bình quân của các tổ máy nhiệt điện trực tiếp chào giá trên thị trường điện (trừ các tổ máy có ràng buộc huy động theo bao tiêu hoặc khả năng cấp nhiên liệu).

3. Việc lựa chọn phương án giá trần thị trường điện áp dụng cho năm N theo các nguyên tắc sau:

a) Bảo đảm tối ưu kinh tế - kỹ thuật của hệ thống điện và thị trường điện, hài hòa lợi ích giữa bên mua điện và bên bán điện trên thị trường điện;

b) Bảo đảm đồng bộ, phù hợp với việc lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất để xác định giá công suất thị trường điện với mục tiêu thu hồi đủ chi phí phát điện, khuyến khích các nhà máy điện tham gia thị trường điện.

Điều 26. Lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất

1. Nhà máy điện mới tốt nhất cho năm N là nhà máy điện tham gia thị trường điện đáp ứng đủ các tiêu chí sau:

a) Bắt đầu vận hành phát điện toàn bộ công suất đặt trong năm N-1 trừ trường hợp quy định tại khoản 3 Điều này;

b) Là nhà máy điện chạy nền, được phân loại theo tiêu chí tại khoản 2 Điều 23 Thông tư này;

c) Sử dụng công nghệ nhiệt điện than hoặc tua-bin khí chu trình hỗn hợp;

d) Có chi phí phát điện toàn phần trung bình thấp nhất cho 01 kWh.

2. Đơn vị mua điện có trách nhiệm lập danh sách các nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại điểm a và điểm c khoản 1 Điều này và cung cấp các số liệu hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện này hoặc số liệu đã thỏa thuận thống nhất với đơn vị phát điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để xác định Nhà máy điện mới tốt nhất. Các số liệu cung cấp bao gồm:

a) Giá biến đổi cho năm N;

b) Giá cố định năm N được thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện áp dụng cho thanh toán trong năm N;

c) Sản lượng điện năng thỏa thuận để tính giá hợp đồng.

3. Trường hợp có ít hơn 03 nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại các điểm a, điểm b và điểm c khoản 1 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện bổ sung danh sách các nhà máy điện mới đã lựa chọn cho năm N-1 để bảo đảm đủ số lượng 03 nhà máy điện theo thứ tự thời gian vận hành thương mại mới nhất và yêu cầu Đơn vị mua điện cập nhật, cung cấp lại các số liệu quy định tại khoản 2 Điều này để tính toán, lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất cho năm N.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán giá phát điện toàn phần trung bình cho nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại điểm a, điểm b và điểm c khoản 1 Điều này theo công thức sau:

Trong đó:

: Giá phát điện toàn phần trung bình trong năm N của nhà máy điện (đồng/kWh);

: Giá cố định cho năm N theo hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện (đồng/kWh);

: Giá biến đổi cho năm N theo hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện (đồng/kWh);

: Sản lượng điện năng thỏa thuận để tính giá hợp đồng cho năm N của nhà máy điện (kWh);

: Sản lượng điện năng dự kiến trong năm N của nhà máy điện xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh).

5. Danh sách các nhà máy điện mới tốt nhất được sắp xếp theo thứ tự giá phát điện toàn phần trung bình từ thấp đến cao. Nhà máy điện mới tốt nhất lựa chọn cho năm N là nhà máy điện có giá phát điện toàn phần trung bình thấp nhất từ kết quả tính toán theo quy định tại khoản 4 Điều này.

Điều 27. Nguyên tắc xác định giá công suất thị trường

1. Bảo đảm cho Nhà máy điện mới tốt nhất thu hồi đủ chi phí phát điện khi tham gia thị trường điện.

2. Giá công suất thị trường tỷ lệ với phụ tải dự báo của hệ thống điện quốc gia cho từng chu kỳ giao dịch.

Điều 28. Trình tự xác định giá công suất thị trường

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định giá công suất thị trường theo trình tự sau:

1. Xác định chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy điện mới tốt nhất

a) Xác định doanh thu dự kiến trên thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N theo công thức sau:

Trong đó:

R_TTĐ: Doanh thu dự kiến qua giá điện năng thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);

i: Chu kỳ giao dịch i trong năm N;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong năm N;

SMP_i: Giá điện năng thị trường dự kiến của chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định từ mô hình mô phỏng thị trường điện theo phương pháp lập lịch không ràng buộc (đồng/kWh);

: Sản lượng dự kiến tại vị trí đo đếm của Nhà máy điện mới tốt nhất tại chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh).

b) Xác định tổng chi phí phát điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất theo công thức sau:

Trong đó:

TC_BNE: Chi phí phát điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);

P_BNE: Giá phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh của Nhà máy điện mới tốt nhất xác định tại khoản 4 Điều 26 Thông tư này (đồng/kWh);

: Sản lượng dự kiến tại vị trí đo đếm của Nhà máy điện mới tốt nhất tại chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh);

i: Chu kỳ giao dịch i trong năm N;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong năm N.

c) Chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy điện mới tốt nhất được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

AS: Chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);

TC_BNE: Tổng chi phí phát điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N xác định tại điểm b khoản này (đồng);

R_TTD: Doanh thu dự kiến qua giá điện năng thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N xác định tại điểm a khoản này (đồng).

d) Trong trường hợp tính toán chi phí thiếu hụt năm có giá trị âm với phương án giá trần thị trường điện thấp nhất, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện báo cáo Cục Điện lực để lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất tiếp theo trong danh sách các nhà máy điện mới quy định tại Điều 26 Thông tư này và tính toán lại hoặc xem xét lại danh sách các nhà máy tham gia thị trường điện để xác định giá trần thị trường điện bảo đảm phù hợp với quy định tại Thông tư này.

2. Xác định chi phí thiếu hụt tháng

Chi phí thiếu hụt tháng của Nhà máy điện mới tốt nhất được xác định bằng cách phân bổ chi phí thiếu hụt năm vào các tháng trong năm N theo công thức sau:

Trong đó:

M: Tháng M trong năm N;

MS: Chi phí thiếu hụt tháng t của Nhà máy điện mới tốt nhất (đồng);

AS: Chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);

: Công suất phụ tải đỉnh trong tháng M (MW).

3. Xác định giá công suất thị trường cho chu kỳ giao dịch

a) Xác định công suất khả dụng trung bình trong năm của Nhà máy điện mới tốt nhất theo công thức sau:

Trong đó:

: Công suất khả dụng trung bình trong năm N của Nhà máy điện mới tốt nhất (kW);

I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong năm N;

i: Chu kỳ giao dịch trong đó Nhà máy điện mới tốt nhất dự kiến được huy động;

: Công suất huy động dự kiến của Nhà máy điện mới tốt nhất trong chu kỳ giao dịch i của năm N theo mô hình mô phỏng thị trường điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc được quy đổi về vị trí đo đếm (kW).

b) Xác định giá công suất thị trường cho từng chu kỳ giao dịch trong năm tới theo công thức sau:

Trong đó:

I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong tháng t;

i: Chu kỳ giao dịch i trong tháng t;

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

: Công suất khả dụng trung bình trong năm N của Nhà máy điện mới tốt nhất (kW);

: Chi phí thiếu hụt tháng M của Nhà máy điện mới tốt nhất (đồng);

: Phụ tải hệ thống dự báo của chu kỳ giao dịch i theo biểu đồ phụ tải ngày điển hình dự báo của tháng M (MW);

∆T: Độ dài thời gian của 01 chu kỳ giao dịch (phút).

Điều 29. Xác định sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm, tối thiểu tháng của nhà máy nhiệt điện

1. Xác định sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm

a) Tính toán tổng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm của nhà máy nhiệt điện theo công thức sau:

Trong đó:

Qc_tt: Tổng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm N (kWh);

GO: Sản lượng bình quân nhiều năm của nhà máy điện được quy định tại hợp đồng mua bán điện (kWh);

a: Hệ số hiệu chỉnh sản lượng năm áp dụng riêng cho từng loại hình nhà máy nhiệt điện than, nhà máy nhiệt điện khí được Bộ Công Thương quy định sau khi xem xét, đánh giá đề xuất của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và ý kiến của các đơn vị có liên quan. Hệ số a được lựa chọn theo nguyên tắc bảo đảm phù hợp với việc lựa chọn tỷ lệ alpha, bảo đảm tổng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu được tính toán phù hợp có xét đến ràng buộc về nhiên liệu sơ cấp, góp phần bảo đảm cung cấp điện và hài hòa lợi ích giữa bên mua điện và bên bán điện;

: Tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng áp dụng cho năm N (%).

b) Đối với các nhà máy nhiệt điện, nhà máy điện gió ngoài khơi, nhà máy điện năng lượng mới được áp dụng cơ chế sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn theo Quy định về quy hoạch phát triển điện lực, phương án phát triển mạng lưới cấp điện, đầu tư xây dựng dự án điện lực và đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư dự án kinh doanh điện lực và Quy định về phát triển điện năng lượng tái tạo, điện năng lượng mới do Chính phủ ban hành và các văn bản pháp luật sửa đổi, bổ sung, thay thế liên quan, thực hiện như sau:

- Xác định tổng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm N theo quy định tại điểm a khoản này;

- Trường hợp tổng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm N thấp hơn mức sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn thì tổng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm N được điều chỉnh bằng mức sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn đã được quy định trong hợp đồng mua bán điện.

2. Xác định sản lượng điện hợp đồng tối thiểu tháng

Sản lượng điện hợp đồng tối thiểu tháng của nhà máy nhiệt điện được xác định trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới, cụ thể như sau:

a) Sử dụng mô hình mô phỏng thị trường được quy định tại khoản 2 Điều 19 Thông tư này theo phương pháp lập lịch có ràng buộc để xác định sản lượng dự kiến từng tháng của nhà máy điện;

b) Xác định sản lượng điện hợp đồng tối thiểu tháng theo công thức sau:

Trong đó:

: Sản lượng điện hợp đồng tối thiểu tháng M của nhà máy điện (kWh);

Qctt: Tổng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm của nhà máy điện (kWh);

: Tổng sản lượng dự kiến trong tháng M của các nhà máy nhiệt điện theo kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới được Bộ Công Thương phê duyệt (kWh).

Trường hợp sản lượng khả dụng tháng của nhà máy điện không bảo đảm sản lượng điện hợp đồng tối thiểu tháng thì sản lượng điện hợp đồng tối thiểu tháng đó được điều chỉnh bằng sản lượng khả dụng tháng đó. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân bổ phần sản lượng chênh lệch vào các tháng còn lại trong năm bảo đảm tổng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm không đổi.

c) Đối với các nhà máy nhiệt điện, nhà máy điện gió ngoài khơi, nhà máy điện năng lượng mới được áp dụng cơ chế sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn theo Quy định về quy hoạch phát triển điện lực, phương án phát triển mạng lưới cấp điện, đầu tư xây dựng dự án điện lực và đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư dự án kinh doanh điện lực và Quy định về phát triển điện năng lượng tái tạo, điện năng lượng mới do Chính phủ ban hành và các văn bản pháp luật sửa đổi, bổ sung, thay thế liên quan, thực hiện như sau:

- Xác định sản lượng điện hợp đồng tối thiểu tháng M trong năm N theo quy định tại điểm a và điểm b khoản này;

- Trường hợp tổng sản lượng hợp đồng tối thiểu tháng M trong năm N thấp hơn mức sản lượng hợp đồng tối thiểu dài hạn xác định cho tháng M thì tổng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu của tháng M trong năm N sẽ được điều chỉnh bằng mức sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn tương ứng đã được xác định trong hợp đồng mua bán điện (nếu có).

3. Đối với nhà máy nhiệt điện mới có thời điểm tham gia thị trường điện vào giữa năm vận hành hiện tại, sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm, tối thiểu tháng của nhà máy điện này được xác định theo nguyên tắc quy định tại khoản 1 và khoản 2 Điều này khi có đầy đủ thông tin theo hợp đồng mua bán điện.

Điều 30. Trách nhiệm xác định sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm và sản lượng điện hợp đồng tối thiểu tháng

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm:

a) Tính toán sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm, tối thiểu tháng của nhà máy nhiệt điện theo quy định tại Điều 29 Thông tư này;

b) Lấy ý kiến trên Cổng thông tin điện tử thị trường điện số liệu đầu vào phục vụ tính toán và kết quả tính toán sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm, tối thiểu tháng dự kiến của các đơn vị mua điện và các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch để kiểm tra sau 03 ngày kể từ ngày Kế hoạch thị trường điện năm tới được Bộ Công Thương phê duyệt.

2. Đối với các nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, các đơn vị phát điện và đơn vị mua điện có trách nhiệm kiểm tra và phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để xử lý các sai lệch trong kết quả tính toán sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm, tối thiểu tháng sau 02 ngày kể từ ngày Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lấy ý kiến trên Cổng thông tin thị trường điện.

3. Đối với nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị bán buôn điện, đơn vị phát điện và Đơn vị bán buôn điện có trách nhiệm kiểm tra và phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để xử lý các sai lệch trong kết quả tính toán sản lượng điện hợp đồng tối thiểu năm, tối thiểu tháng sau 02 ngày kể từ ngày Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lấy ý kiến trên Cổng thông tin thị trường điện.

4. Sau thời hạn 01 ngày kể từ ngày nhận được các ý kiến phản hồi của các đơn vị, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hiệu chỉnh kết quả tính toán (nếu có) và công bố chính thức sản lượng hợp đồng tối thiểu năm, tối thiểu tháng riêng cho các đơn vị có liên quan.

Điều 31. Công bố kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới

1. Sau khi kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới được phê duyệt theo quy định tại Điều 19 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố trên trang thông tin điện tử thị trường điện các thông tin về các số liệu đầu vào và các kết quả lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới cho các thành viên tham gia thị trường điện.

2. Các thông tin về kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới được công bố bao gồm:

a) Các kết quả tính toán kế hoạch vận hành năm tới, bao gồm:

- Giá điện năng thị trường dự kiến cho từng chu kỳ giao dịch áp dụng cho đơn vị phát điện và Đơn vị bán buôn điện;

- Kết quả lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất;

- Giá công suất thị trường từng chu kỳ giao dịch;

- Mức trần của giá điện năng thị trường;

- Phân loại nhà máy nhiệt điện.

b) Các thông số đầu vào phục vụ tính toán lập kế hoạch vận hành thị trường năm, bao gồm:

- Phụ tải dự báo từng miền Bắc, Trung, Nam và cho toàn hệ thống điện quốc gia trong từng chu kỳ giao dịch;

- Các số liệu thủy văn và các ràng buộc vận hành của các hồ chứa thủy điện được dùng để tính toán mô phỏng thị trường điện;

- Tiến độ đưa nhà máy điện mới vào vận hành; các thông số kỹ thuật và các ràng buộc vận hành về lưới điện truyền tải;

- Biểu đồ xuất, nhập khẩu điện dự kiến; Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa năm của nhà máy điện, lưới điện truyền tải và nguồn cấp khí lớn;

- Phụ tải dự báo của các Đơn vị bán buôn điện trong từng chu kỳ giao dịch;

- Các ràng buộc về bao tiêu;

- Lưu lượng khí tối thiểu để tránh dừng giàn khai thác khí, đảm bảo an toàn mỏ khí;

- Các ràng buộc huy động nguồn nhằm bảo đảm cung cấp điện, cấu hình nguồn tối thiểu bảo đảm vận hành an toàn lưới điện truyền tải.

3. Thông tin về kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới chỉ công bố cho đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch sở hữu nhà máy điện có liên quan trực tiếp đến các thông tin này (trừ Tập đoàn Điện lực Việt Nam), bao gồm:

a) Tổng sản lượng phát điện dự kiến trong mô phỏng thị trường điện của nhà máy điện cho từng tháng;

b) Giá trị nước của nhà máy thủy điện;

c) Số liệu về giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện được dùng trong tính toán mô phỏng.

Mục 2. KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THÁNG TỚI

Điều 32. Dự báo nhu cầu phụ tải điện cho lập kế hoạch vận hành tháng tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm dự báo nhu cầu phụ tải điện để phục vụ lập kế hoạch vận hành tháng tới theo phương pháp quy định tại Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được Bộ Công Thương ban hành. Các số liệu dự báo nhu cầu phụ tải điện phục vụ lập kế hoạch vận hành tháng tới bao gồm:

a) Tổng nhu cầu phụ tải hệ thống điện quốc gia và phụ tải từng miền Bắc, Trung, Nam cho cả tháng và từng chu kỳ giao dịch trong tháng;

b) Biểu đồ phụ tải các ngày điển hình các miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống điện quốc gia trong tháng.

2. Trước ngày 15 hằng tháng, Đơn vị bán buôn điện có trách nhiệm dự báo nhu cầu phụ tải điện từng chu kỳ giao dịch của tháng kế tiếp và các tháng còn lại đến hết năm, gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để phục vụ lập kế hoạch vận hành tháng tới và tính toán chi phí mua điện.

Điều 33. Tính toán giá trị nước

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán giá trị nước cho các tuần trong tháng tới. Kết quả tính toán giá trị nước được sử dụng để lập kế hoạch vận hành tháng tới bao gồm:

1. Sản lượng dự kiến của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu.

2. Giá trị nước của nhà máy thủy điện trong nhóm thủy điện bậc thang.

3. Giá trị nước của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên.

4. Mực nước tối ưu từng tuần trong tháng của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên.

Điều 34. Phân loại nhà máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh tháng tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định hệ số tải trung bình tháng của các nhà máy phát điện trong tháng tới.

2. Căn cứ hệ số tải trung bình tháng từ kết quả mô phỏng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân loại các nhà máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh trong tháng tới thành 03 nhóm sau:

a) Nhóm nhà máy chạy nền bao gồm các nhà máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng lớn hơn hoặc bằng 70%;

b) Nhóm nhà máy chạy lưng bao gồm các nhà máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng lớn hơn 25% và nhỏ hơn 70%;

c) Nhóm nhà máy chạy đỉnh bao gồm các nhà máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng nhỏ hơn hoặc bằng 25%.

Điều 35. Điều chỉnh giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và điều chỉnh giá trần bản chào các tổ máy nhiệt điện trong tháng tới theo phương pháp quy định tại Điều 24 Thông tư này, trong đó có cập nhật các yếu tố ảnh hưởng đến giá biến đổi của tháng M theo phương pháp được thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện và căn cứ theo:

a) Giá nhiên liệu tháng tới và các tháng tiếp theo được xác định như sau:

a1) Giá nhiên liệu trong tính toán số liệu lập kế hoạch vận hành tháng tới (M+1) được xác định trên cơ sở:

- Giá nhiên liệu áp dụng cho tháng tới được cơ quan có thẩm quyền công bố hoặc hướng dẫn xác định;

- Giá nhiên liệu áp dụng cho tháng tới theo quy định tại hợp đồng mua bán điện, hợp đồng mua bán nhiên liệu. Trường hợp giá nhiên liệu phụ thuộc vào kế hoạch mua nhiên liệu và (hoặc) các chỉ số giá nhiên liệu, Đơn vị phát điện, Đơn vị cung cấp nhiên liệu có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị Mua điện kế hoạch cung cấp nhiên liệu và (hoặc) các chỉ số giá nhiên liệu để xem xét trong quá trình xác định giá nhiên liệu dự kiến tháng tới và các tháng tiếp theo.

- Giá nhiên liệu theo hồ sơ thanh toán tiền điện của tháng gần nhất trước thời điểm cung cấp số liệu lập kế hoạch tháng tới.

a2) Giá nhiên liệu trong tính toán số liệu lập kế hoạch vận hành các tháng còn lại trong năm (tháng M+2 đến hết năm) được xác định trên cơ sở:

- Trường hợp có số liệu dự báo giá nhiên liệu tháng M+2 đến hết năm do cơ quan có thẩm quyền hoặc đơn vị tư vấn dự báo có uy tín ban hành, giá nhiên liệu của các nhà máy điện được tính toán theo các số liệu dự báo và theo quy định của hợp đồng mua bán nhiên liệu.

- Trường hợp không có số liệu giá nhiên liệu dự báo, sử dụng giá nhiên liệu trong tính toán số liệu lập kế hoạch vận hành tháng tới.

- Khối lượng các loại nhiên liệu được tính toán theo kế hoạch cung cấp nhiên liệu tháng M+2 đến hết năm do Đơn vị phát điện, Đơn vị cung cấp nhiên liệu cung cấp cập nhật gần nhất.

b) Đơn vị mua điện có trách nhiệm cung cấp và cập nhật các thay đổi về giá biến đổi (đã bao gồm giá vận chuyển nhiên liệu chính) trong tháng tới và các tháng còn lại trong năm của các nhà máy nhiệt điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

c) Kết quả phân loại nhà máy nhiệt điện cho tháng tới theo quy định tại Điều 34 Thông tư này.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố số liệu đầu vào và kết quả giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng tới.

Điều 36. Dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong kế hoạch vận hành tháng tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định nhu cầu dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của hệ thống điện trong tháng tới theo quy định tại Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng và Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được Bộ Công Thương ban hành.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xây dựng và công bố danh sách các tổ máy phát điện đủ điều kiện cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong tháng tới theo quy định tại Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng và Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được Bộ Công Thương ban hành.

Điều 37. Điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng tháng của nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam

1. Sản lượng điện hợp đồng tháng của nhà máy điện được điều chỉnh trong trường hợp lịch bảo dưỡng sửa chữa của nhà máy trong tháng M+1 bị thay đổi so với kế hoạch vận hành đã được sử dụng để tính toán sản lượng điện hợp đồng do:

a) Yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để bảo đảm cung cấp điện không phải do các nguyên nhân của nhà máy;

b) Yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền và được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thống nhất căn cứ vào điều kiện vận hành thực tế của hệ thống.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng tháng trong trường hợp quy định tại khoản 1 Điều này theo nguyên tắc sau: dịch chuyển giữa các tháng phần sản lượng điện hợp đồng tháng tương ứng với thời gian sửa chữa bị dịch chuyển, bảo đảm tổng sản lượng điện hợp đồng các tháng có điều chỉnh là không đổi theo quy định tại Quy trình tính toán thanh toán trong thị trường điện tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này.

3. Trường hợp sản lượng khả dụng tháng M+1 được duyệt của nhà máy điện không bảo đảm sản lượng điện hợp đồng tháng thì sản lượng điện hợp đồng tháng được điều chỉnh bằng sản lượng khả dụng tháng đó. Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thông tin về kế hoạch cung cấp nhiên liệu (có xác nhận của đơn vị cung cấp nhiên liệu) cho nhà máy nhiệt điện trong tháng tới trước ngày 20 tháng M để làm cơ sở tính toán lập kế hoạch vận hành tháng tới và xem xét điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng trong trường hợp này (nếu cần thiết).

4. Trong trường hợp có biến động lớn (thay đổi trên 20%) về giá nhiên liệu đầu vào hoặc xảy ra các sự kiện bất khả kháng (thiên tai, dịch bệnh,…) làm ảnh hưởng đến việc vận hành bình thường của hệ thống điện (sa thải phụ tải hoặc mất một lượng lớn phụ tải, mất hoặc ảnh hưởng đến khả năng truyền tải điện năng giữa các vùng, ảnh hưởng đến việc vận hành bình thường của một số lượng lớn các nhà máy điện, thực hiện xả tràn các hồ chứa thủy điện theo yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền), Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật số liệu, tính toán lại kế hoạch vận hành thị trường điện các tháng còn lại trong quý, báo cáo Bộ Công Thương xem xét, quyết định.

Điều 38. Xác định sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định sản lượng điện hợp đồng tháng tới và sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch cho các nhà máy điện ký hợp đồng trực tiếp với Tập đoàn Điện lực Việt Nam trong tháng tới theo các bước sau:

1. Sản lượng điện hợp đồng tháng của nhà máy nhiệt điện than được xác định hằng quý; sản lượng điện hợp đồng tháng của nhà máy tuabin khí được xác định 06 tháng một lần; sản lượng điện hợp đồng của nhà máy điện gió ngoài khơi, nhà máy điện năng lượng mới được xác định hằng tháng, cụ thể như sau:

Q_c^M = Max {Qc_tt^M; α × Q_dk^M}

Trong đó:

: Sản lượng điện hợp đồng tháng của nhà máy điện (kWh);

: Sản lượng kế hoạch tháng của các nhà máy nhiệt điện than theo phương thức vận hành hệ thống điện cập nhật tháng đầu tiên của mỗi quý (tháng 01, 4, 7 và 10) hoặc của nhà máy tuabin khí theo phương thức vận hành hệ thống điện tháng 01 và tháng 7 hoặc của nhà máy điện gió ngoài khơi, điện năng lượng mới theo phương thức vận hành hệ thống điện hằng tháng và được quy đổi về điểm giao nhận (kWh);

Qc_tt^M: Sản lượng điện hợp đồng tháng tối thiểu của nhà máy điện (kWh) được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều 29 Thông tư này.

: Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng áp dụng cho năm N (%).

2. Sản lượng điện hợp đồng tháng của nhà máy thủy điện có hồ điều tiết từ 02 ngày trở lên được xác định như sau:

Q_c^M = α × Q_dk^M

Trong đó:

: Sản lượng điện hợp đồng tháng của nhà máy điện (kWh);

: Sản lượng kế hoạch theo phương thức vận hành hệ thống điện cập nhật tháng tới của nhà máy điện và được quy đổi về điểm giao nhận (kWh);

: Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng áp dụng cho năm N (%).

3. Xác định sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch trong tháng của nhà máy điện theo nguyên tắc sau:

a) Sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch tỷ lệ theo sản lượng dự kiến từng chu kỳ giao dịch trong tháng của nhà máy điện xác định từ hệ thống lập kế hoạch vận hành thị trường điện sử dụng phương pháp lập lịch có ràng buộc theo công thức sau:

Trong đó:

i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong tháng;

I: Tổng số chu kỳ trong tháng;

: Sản lượng điện hợp đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: Sản lượng dự kiến phát của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh);

: Sản lượng điện hợp đồng tháng của nhà máy điện được xác định theo quy định tại Điều 29, Điều 37 Thông tư này và khoản 1, khoản 2 Điều này (kWh).

b) Điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng chu kỳ giao dịch để bảo đảm phù hợp với phụ tải hệ thống điện quốc gia dự báo có xét đến ảnh hưởng của các nguồn năng lượng tái tạo, khả năng cung cấp nhiên liệu sơ cấp cho đơn vị phát điện, yêu cầu cấp nước hạ du đối với nhà máy thủy điện, khả năng vận hành và khả dụng của các nhà máy điện, cũng như nhu cầu của hệ thống điện.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân bổ tổng sản lượng chênh lệch do việc điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng theo quy định tại khoản 3 Điều này vào các chu kỳ giao dịch khác trong tháng trên nguyên tắc bảo đảm sản lượng điện hợp đồng tháng không đổi.

5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố qua Cổng thông tin điện tử thị trường điện số liệu đầu vào phục vụ tính toán và kết quả tính toán sản lượng điện hợp đồng sơ bộ trong tháng cho đơn vị mua điện và đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch ít nhất 05 ngày trước ngày cuối cùng của tháng M. Đơn vị mua điện và đơn vị phát điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoàn thành kiểm tra các sai lệch trong kết quả tính toán sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch trong tháng tới ít nhất 03 ngày trước ngày cuối cùng của tháng M. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố kết quả tính toán sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch chính thức trong tháng trên Cổng thông tin điện tử thị trường điện cho đơn vị mua điện và đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch ít nhất 03 ngày trước ngày cuối cùng của tháng M.

6. Đơn vị mua điện và đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận sản lượng điện hợp đồng tháng được điều chỉnh theo quy định tại Điều 39 Thông tư này và sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch theo kết quả tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

Điều 39. Điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy nhiệt điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam

1. Các trường hợp điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng của nhà máy nhiệt điện

a) Trường hợp sự cố ngừng lò hơi của tổ máy nhiệt điện có nhiều lò hơi hoặc sự cố ngừng tổ máy hoặc sửa chữa bất thường ngoài kế hoạch (lịch sửa chữa chưa được đưa vào tính sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch) của nhà máy điện;

b) Trường hợp lò hơi của tổ máy nhiệt điện có nhiều lò hơi hoặc tổ máy của nhà máy nhiệt điện kéo dài thời gian sửa chữa so với kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa đã được phê duyệt và được đưa vào tính sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch;

c) Trường hợp có công bố thông tin về việc thiếu nguồn nhiên liệu khí theo quy định tại khoản 7 Điều 56 Thông tư này;

d) Trường hợp nhà máy nhiệt điện than xảy ra tình trạng thiếu nhiên liệu dẫn đến tổng sản lượng điện năng tương ứng với mức công suất công bố trong các bản chào chu kỳ tới của nhà máy điện thấp hơn tổng sản lượng điện hợp đồng của nhà máy trong ngày vận hành;

đ) Trường hợp nhà máy nhiệt điện có thời gian khởi động tổ máy tính từ lúc bắt đầu khởi động đến thời điểm hòa lưới lớn hơn 02 giờ so với thời gian khởi động theo quy định tại hợp đồng mua bán điện;

e) Trường hợp có công bố thông tin về thay đổi kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa hệ thống khí so với kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa hệ thống khí đã được sử dụng trong phân bổ sản lượng hợp đồng chu kỳ trong kế hoạch tháng.

2. Trường hợp có đủ căn cứ xác nhận trường hợp quy định tại điểm a khoản 1 Điều này, thực hiện điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch theo nguyên tắc sau:

a) Trường hợp thời gian sự cố nhỏ hơn hoặc bằng 72 giờ: không điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng của nhà máy điện này;

b) Trường hợp thời gian sự cố lớn hơn 72 giờ

b1) Trong giai đoạn từ thời điểm sự cố đến chu kỳ giao dịch kết thúc giai đoạn 72 giờ: Giữ nguyên sản lượng điện hợp đồng đã phân bổ cho nhà máy điện;

b2) Trong giai đoạn từ chu kỳ giao dịch đầu tiên sau khi kết thúc giai đoạn 72 giờ đến khi tổ máy khắc phục sự cố và khả dụng:

- Trường hợp sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy nhỏ hơn sản lượng điện hợp đồng của nhà máy điện trong giai đoạn này: Thực hiện điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch bằng sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện;

- Trường hợp sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện lớn hơn hoặc bằng sản lượng điện hợp đồng nhà máy điện trong giai đoạn này: Không điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng nhà máy điện.

c) Trường hợp tổ máy phát điện được phê duyệt lịch sửa chữa bất thường ngoài kế hoạch thì trong các chu kỳ tổ máy sửa chữa ngoài kế hoạch áp dụng nguyên tắc điều chỉnh như sau:

c1) Trong giai đoạn từ thời điểm sửa chữa đến chu kỳ giao dịch kết thúc giai đoạn 72 giờ: Giữ nguyên sản lượng điện hợp đồng đã phân bổ cho nhà máy điện;

c2) Trong giai đoạn từ chu kỳ giao dịch đầu tiên sau khi kết thúc giai đoạn 72 giờ đến khi tổ máy khả dụng:

- Trường hợp sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy nhỏ hơn sản lượng điện hợp đồng nhà máy trong giai đoạn này: Thực hiện điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch bằng sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện;

3. Trường hợp có đủ căn cứ xác nhận trường hợp quy định tại điểm b khoản 1 Điều này, thực hiện điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng của chu kỳ giao dịch theo nguyên tắc sau:

Trong các chu kỳ kéo dài sửa chữa, nếu có chu kỳ mà sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy nhỏ hơn sản lượng điện hợp đồng của nhà máy thì điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng tại các chu kỳ đó bằng sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện.

4. Trường hợp quy định tại điểm c, điểm d và điểm đ khoản 1 Điều này, thực hiện điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng của nhà máy tuabin khí và nhà máy nhiệt điện than trong các chu kỳ giao dịch theo nguyên tắc nếu có chu kỳ mà sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy nhỏ hơn sản lượng điện hợp đồng của nhà máy thì điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng tại các chu kỳ đó bằng sản lượng thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện.

5. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác nhận các sự kiện quy định tại khoản 1 Điều này và gửi cho đơn vị mua điện và đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch để làm cơ sở điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện. Đối với trường hợp xác nhận sự cố lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi:

a) Trường hợp có đủ dữ liệu từ hệ thống điều khiển phân tán (hệ thống DCS) hoặc các hệ thống điều khiển tương đương khác cho sự kiện này: thực hiện xác nhận sự kiện căn cứ theo các dữ liệu này;

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

6. Đơn vị mua điện và đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận lại sản lượng điện hợp đồng tháng của nhà máy đã được điều chỉnh theo quy định tại khoản 1, khoản 2, khoản 3 Điều này và khoản 6 Điều 17 Thông tư này.

Điều 40. Xác định sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị bán buôn điện, nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và phân bổ cho Đơn vị bán buôn điện

1. Đối với các nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị bán buôn điện:

a) Xác định sản lượng điện hợp đồng trong từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện như sau:

- Xác định sản lượng điện hợp đồng tháng của nhà máy điện theo quy định tại khoản 1 Điều 38 Thông tư này;

- Xác định và điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện theo khoản 3 Điều 38 và Điều 39 Thông tư này.

b) Sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của Đơn vị bán buôn điện với nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị bán buôn điện

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán theo công thức sau:

Trong đó:

i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong tháng;

: Sản lượng điện hợp đồng của Đơn vị bán buôn điện l với nhà máy điện g trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: Sản lượng điện hợp đồng của nhà máy điện g trong chu kỳ giao dịch i được xác định và điều chỉnh theo quy định tại điểm a khoản này (kWh);

: Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn dự báo của Đơn vị bán buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

L: Tổng số Đơn vị bán buôn điện.

2. Đối với nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và phân bổ cho Đơn vị bán buôn điện

a) Xác định sản lượng điện hợp đồng trong từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam như sau:

- Điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng tháng của nhà máy điện theo quy định tại khoản 1 Điều 38 Thông tư này;

- Xác định và điều chỉnh sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện theo khoản 3 Điều 38 và Điều 39 Thông tư này.

b) Sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho Đơn vị bán buôn điện

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán theo trình tự như sau:

- Xác định sản lượng điện hợp đồng tháng phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho Đơn vị bán buôn điện theo công thức sau:

Trong đó:

L: Tổng số Đơn vị bán buôn điện;

Q_c(l,M): Sản lượng điện hợp đồng tháng M phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho Đơn vị bán buôn điện l (kWh);

: Sản lượng điện hợp đồng tháng của nhà máy điện g với Tập đoàn Điện lực Việt Nam được xác định trong kế hoạch vận hành thị trường điện tháng theo quy định tại Điều 38 Thông tư này (kWh);

Q_ptdk(l,M): Sản lượng dự báo đầu nguồn của Đơn vị bán buôn điện l trong tháng M (kWh).

- Sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho Đơn vị bán buôn điện được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong tháng;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong tháng;

Q_c(l,i): Sản lượng điện hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho Đơn vị bán buôn điện l (kWh);

Q_c(l,M): Sản lượng điện hợp đồng tháng M phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho Đơn vị bán buôn điện l (kWh);

Q_ptdk(l,i): Sản lượng dự báo đầu nguồn của Đơn vị bán buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh).

Điều 41. Kiểm tra, phê duyệt và thời gian công bố kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới

1. Kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới bao gồm các thông số đầu vào và thuyết minh tính toán theo quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này, nội dung chính bao gồm:

a) Giá trị nước, mực nước tối ưu của các nhà máy thủy điện bậc thang và nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên hằng tuần trong tháng tới;

b) Giá trần bản chào cho từng tổ máy nhiệt điện trong tháng tới;

c) Giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện;

d) Sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ của các nhà máy điện trong tháng tới;

đ) Sản lượng điện phát dự kiến từng chu kỳ của các nhà máy điện trong tháng tới;

e) Tỷ lệ điện năng mua theo giá thị trường điện giao ngay trong từng tháng của năm tới áp dụng cho các Đơn vị bán buôn điện từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều 98 Thông tư này;

g) Sản lượng điện hợp đồng của 02 tháng kế tiếp (đối với nhiệt điện than) trong kế hoạch thị trường điện tháng 1, 4, 7, 10 và 05 tháng kế tiếp (đối với nhiệt điện khí) trong kế hoạch thị trường điện tháng 1 và tháng 7.

2. Trước ngày 22 hằng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lấy ý kiến Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các thành viên tham gia thị trường điện về kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới.

3. Trước ngày 23 hằng tháng, Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm nghiên cứu và gửi ý kiến góp ý bằng văn bản về kế hoạch vận hành thị trường điện tháng cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

4. Trước ngày 25 hằng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm trình Cục Điện lực kế hoạch vận hành thị trường điện tháng.

5. Trước ngày 28 hằng tháng, Cục Điện lực có trách nhiệm thẩm định, phê duyệt kế hoạch vận hành thị trường điện tháng.

6. Sau khi kế hoạch vận hành thị trường điện tháng được Cục Điện lực phê duyệt, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới lên Trang thông tin điện tử thị trường điện.

Điều 42. Công bố thông tin kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các thông tin chung cho các thành viên tham gia thị trường, bao gồm:

a) Dự báo nhu cầu phụ tải điện tháng tới từng miền Bắc, Trung, Nam và cho toàn hệ thống điện quốc gia;

b) Tổng nhu cầu phụ tải điện dự báo của các Đơn vị bán buôn điện trong từng chu kỳ giao dịch;

c) Kế hoạch xuất, nhập khẩu điện tháng tới;

d) Sản lượng điện dự kiến tháng tới của từng nhà máy điện;

đ) Danh sách các tổ máy phát điện đủ điều kiện cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong tháng tới theo quy định tại Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng và Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được Bộ Công Thương ban hành;

e) Cảnh báo suy giảm bảo đảm cung cấp điện của hệ thống điện (nếu có);

g) Các giải pháp để bảo đảm vận hành hệ thống điện ổn định, an toàn, tin cậy.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các thông tin riêng cho từng Đơn vị phát điện và Đơn vị bán buôn điện bao gồm:

a) Mực nước hồ chứa từng tuần trong tháng tới của các nhà máy thủy điện;

b) Tỷ lệ điện năng mua theo giá thị trường điện giao ngay trong tháng tới áp dụng cho các Đơn vị bán buôn điện từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều 98 Thông tư này;

c) Sản lượng điện hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của các tổ máy do Đơn vị vận hành hệ thống và thị trường điện tính toán;

d) Giá trị nước của nhà máy thủy điện;

đ) Giá trần bản chào các tổ máy nhiệt điện tháng tới;

e) Kết quả phân loại nhà máy nhiệt điện;

g) Giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện trong kế hoạch vận hành thị trường điện tháng;

h) Kế hoạch huy động tổ máy tháng tới;

i) Mực nước thượng lưu các hồ chứa thủy điện vào ngày cuối cùng tháng tới;

k) Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện và nhà máy điện tháng tới.

Mục 3. KẾ HOẠCH VẬN HÀNH TUẦN TỚI

Điều 43. Lập kế hoạch vận hành tuần tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thu thập các số liệu đầu vào phục vụ tính toán lập kế hoạch vận hành thị trường điện tuần tới do các đơn vị tham gia thị trường điện và đơn vị liên quan cung cấp theo quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện tính toán và công bố các kết quả sau:

a) Dự báo nhu cầu phụ tải điện, bao gồm phụ tải hệ thống điện quốc gia và phụ tải hệ thống điện miền;

b) Tổng sản lượng điện dự kiến phát của từng nhà máy điện trong tuần tới;

c) Giá trị nước và sản lượng dự kiến từng chu kỳ của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;

d) Giá trị nước của các nhà máy thủy điện bậc thang, các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên;

đ) Giá trị nước cao nhất của các nhà máy thủy điện tham gia thị trường điện;

e) Sản lượng dự kiến từng chu kỳ của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ dưới 02 ngày;

g) Mực nước tối ưu tuần của các hồ chứa thủy điện;

h) Mực nước giới hạn tuần của các hồ chứa thủy điện có khả năng điều tiết từ 02 ngày trở lên;

i) Lịch bảo dưỡng, sửa chữa nguồn và lưới điện trong tuần tới;

k) Xác định nhu cầu dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp, danh sách các tổ máy dự kiến cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong kế hoạch vận hành tuần tới;

l) Công suất vận hành dự kiến từng chu kỳ của hệ thống pin lưu trữ năng lượng.

Điều 44. Giá trần bản chào của nhà máy thủy điện

1. Trừ trường hợp quy định tại khoản 3 Điều này, giá trần bản chào của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên được xác định căn cứ theo giá trị nước tuần tới của nhà máy đó được công bố theo quy định tại Điều 43 Thông tư này, cụ thể như sau:

a) Giá trần bản chào bằng giá trị lớn nhất của:

- 120% giá trị nước của nhà máy thủy điện;

- Giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện trong kế hoạch vận hành tháng.

b) Hằng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tháng tới cho các nhà máy thủy điện cùng thời gian biểu công bố giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng tới.

2. Giá trần bản chào của nhà máy thủy điện trong trường hợp đặc biệt

a) Giá trần bản chào của nhà máy thủy điện trong các trường hợp quy định tại điểm b và điểm c khoản này được xác định theo công thức sau:

P_tr = 1,2 × max (P_gtn ; P_DOmax)

Trong đó:

P_tr: Giá trần bản chào của nhà máy thủy điện áp dụng trong các trường hợp đặc biệt (đ/kWh);

P_gtn: Giá trị nước của nhà máy thủy điện (đ/kWh);

P_DOmax: Chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện chạy dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện (đ/kWh).

b) Trường hợp mực nước hồ chứa của nhà máy thủy điện thấp hơn mực nước giới hạn tuần: giá trần bản chào của nhà máy thủy điện này áp dụng cho tuần kế tiếp được xác định theo quy định tại điểm a khoản này. Khi đã bảo đảm không thấp hơn mực nước giới hạn tuần, nhà máy tiếp tục áp dụng giá trần bản chào theo quy định tại khoản 1 Điều này từ thứ Ba tuần kế tiếp. Hằng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện;

c) Trường hợp nhà máy thủy điện đặt tại miền có dự phòng điện năng thấp hơn 5% được công bố theo quy định về thực hiện đánh giá khả năng bảo đảm cung cấp điện trung hạn và ngắn hạn quy định tại Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được Bộ Công Thương ban hành: giá trần bản chào của nhà máy thủy điện trong miền này của tuần đánh giá được xác định theo quy định tại điểm a khoản này. Khi dự phòng điện năng của miền bằng hoặc cao hơn 5%, nhà máy điện trong miền này tiếp tục áp dụng giá trần bản chào theo quy định tại khoản 1 Điều này.

4. Hằng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm:

a) Tính toán giá trần bản chào các tổ máy thủy điện của nhà máy thủy điện tham gia thị trường điện theo quy định tại khoản 1 và khoản 2 Điều này;

b) Công bố kết quả tính toán giá trần bản chào của từng tổ máy thủy điện của nhà máy thủy điện tham gia thị trường điện áp dụng cho tuần tới và các thông số đầu vào phục vụ tính toán bao gồm: giá trị nước, chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện, giá trung bình của các giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện trong kế hoạch vận hành tháng.

5. Nhà máy thủy điện trực tiếp tham gia thị trường điện có trách nhiệm:

a) Chào giá tuân thủ các quy định về giá trần bản chào và giá sàn bản chào;

b) Đáp ứng các yêu cầu về ràng buộc nhu cầu sử dụng nước phía hạ du và các ràng buộc về thủy văn khác.

Điều 45. Dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp trong kế hoạch vận hành tuần tới

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định nhu cầu dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của hệ thống điện trong tuần tới theo quy định tại Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng và Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được Bộ Công Thương ban hành.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lựa chọn, lập và công bố danh sách các tổ máy phát điện của nhà máy điện dự kiến cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp cho tuần tới. Tổ máy phát điện của nhà máy điện được lựa chọn có trách nhiệm cung cấp dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và các quy định pháp luật có liên quan.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành tuần tới bảo đảm ràng buộc về dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.

Chương V

VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Mục 1. VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN NGÀY TỚI

Điều 46. Thông tin cho vận hành thị trường điện ngày tới

Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định, tính toán và công bố các thông tin sau:

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

2. Công suất huy động dự kiến (hoặc dự báo) trong từng chu kỳ giao dịch trong ngày tới của các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện quy định tại khoản 3 Điều 4 Thông tư này, nguồn điện mặt trời mái nhà và các nhà máy điện không trực tiếp chào giá trên thị trường điện, trong đó có xét đến các ràng buộc về bao tiêu.

3. Công suất huy động dự kiến (hoặc dự báo) trong từng chu kỳ giao dịch trong ngày tới của các nhà máy điện quy định tại Điều 11 Thông tư này.

4. Tổng sản lượng khí dự kiến ngày tới của các nhà máy nhiệt điện khí sử dụng chung một nguồn khí.

5. Các kết quả đánh giá khả năng bảo đảm cung cấp điện ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được Bộ Công Thương ban hành.

6. Công suất huy động dự kiến của các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.

7. Công suất vận hành dự kiến của hệ thống pin lưu trữ năng lượng.

Điều 47. Bản chào giá

1. Bản chào giá tuân thủ các nguyên tắc sau:

a) Gồm 10 cặp giá chào (đồng/kWh) và công suất (MW) cho tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D;

b) Công suất trong bản chào giá là công suất tại đầu cực máy phát điện;

c) Công suất của dải chào sau không được thấp hơn công suất của dải chào liền trước. Bước chào tối thiểu là 03 MW;

d) Có các thông tin về thông số kỹ thuật của tổ máy, bao gồm:

- Công suất công bố của tổ máy cho ngày D;

- Công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy;

- Tốc độ tăng và giảm công suất tối đa của tổ máy;

- Ràng buộc kỹ thuật khi vận hành đồng thời các tổ máy;

- Tình trạng nhiên liệu của nhà máy nhiệt điện;

- Tình trạng xả tràn của hồ chứa thủy điện.

đ) Công suất công bố của tổ máy trong bản chào ngày D không thấp hơn mức công suất công bố trong ngày D-2 theo quy định về thực hiện đánh giá khả năng bảo đảm cung cấp điện trung hạn và ngắn hạn tại Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được Bộ Công Thương ban hành trừ trường hợp dừng máy sửa chữa đột xuất (việc dừng máy sửa chữa đột xuất phải được phê duyệt), sự cố kỹ thuật bất khả kháng, bị suy giảm công suất do mực nước thấp hoặc phối hợp chào giá thủy điện bậc thang để tránh xả tràn đối với các nhà máy thủy điện. Nhà máy có trách nhiệm cập nhật công suất công bố khi giảm công suất khả dụng. Trường hợp cập nhật bản chào khởi động của tổ máy nhiệt điện, công suất công bố tương ứng với khả dụng trong trường hợp vận hành bình thường;

e) Trong điều kiện bình thường dải công suất chào đầu tiên trong bản chào giá của các tổ máy nhiệt điện phải bằng công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy. Dải công suất chào cuối cùng phải bằng công suất công bố. Đối với các nhà máy nhiệt điện trong quá trình khởi động và dừng máy được cập nhật bản chào giá cho chu kỳ giao dịch tới với công suất thấp hơn công suất phát ổn định thấp nhất;

g) Nhà máy thủy điện có thể chào các dải công suất đầu tiên trong từng chu kỳ giao dịch bằng 0 MW. Đối với nhà máy thủy điện có khả năng điều tiết từ 02 ngày trở lên thì dải công suất chào cuối cùng phải bằng công suất công bố; trường hợp mực nước của hồ chứa thủy điện đã xuống mực nước chết, nhà máy được phép điều chỉnh công suất công bố bằng 0 MW;

h) Đơn vị của giá chào là đồng/kWh, với số thập phân nhỏ nhất là 0,1;

i) Giá chào trong khoảng từ giá sàn đến giá trần của tổ máy và không giảm theo chiều tăng của công suất chào.

2. Bản chào giá trong những trường hợp đặc biệt

a) Bản chào của nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được quy định như sau:

- Giá chào bằng 0 đồng/kWh cho các dải công suất chào;

- Công suất chào bằng công suất dự kiến phát của tổ máy trong chu kỳ giao dịch. Đơn vị phát điện sở hữu, quản lý vận hành nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được nộp bản chào giá sửa đổi tăng công suất theo tình hình thủy văn thực tế của nhà máy;

- Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được nộp bản chào giá chu kỳ giao dịch tới sửa đổi công suất theo tình hình thủy văn thực tế của nhà máy.

b) Trường hợp mực nước của nhà máy thủy điện có 02 tuần liên tiếp thấp hơn mực nước giới hạn, nhà máy thủy điện có 01 tuần thấp hơn mực 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 mực nước giới hạn tuần và thấp hơn cận trên của khoảng mực nước để điều hành các hồ trong mùa cạn (nếu có) của Quy trình vận hành liên hồ chứa, bản chào giá được thực hiện như sau:

- Chào giá sàn cho sản lượng tương ứng với giá trị nhỏ hơn giữa yêu cầu về lưu lượng cấp nước hạ du theo yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền và Quy trình vận hành liên hồ hoặc đơn hồ chứa trừ trường hợp đơn vị nằm trong vùng chịu ảnh hưởng của mưa bão căn cứ theo nhận định của đơn vị dự báo khí tượng thủy văn hoặc yêu cầu hạ mực nước bảo đảm mực nước đón lũ theo quy định của Quy trình vận hành liên hồ, đơn hồ chứa hoặc yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền;

- Chào giá trần cho phần sản lượng còn lại. Giá trần bản chào áp dụng theo quy định tại điểm a khoản 2 Điều 44 Thông tư này.

c) Bản chào của nhà máy thủy điện có 01 tuần thấp hơn mực nước giới hạn tuần và thấp hơn mực nước tối thiểu hoặc cận dưới của khoảng mực nước để điều hành các hồ trong mùa cạn của Quy trình vận hành liên hồ chứa được đơn vị chào giá thực hiện theo nguyên tắc sau:

- Chào giá trần cho phần sản lượng còn lại;

- Giá trần bản chào áp dụng (P_tr) theo công thức sau:

Trong đó:

: mực nước tối thiểu hoặc cận dưới của khoảng mực nước để điều hành các hồ trong mùa cạn của hồ chứa nhà máy thủy điện i theo Quy trình vận hành liên hồ chứa tại thời điểm 24h ngày chủ nhật (đơn vị m);

: mực nước hồ chứa tại thời điểm 24h ngày chủ nhật của hồ chứa nhà máy thủy điện i (đơn vị m).

d) Bản chào của tổ máy nhiệt điện trong quá trình khởi động và dừng máy: Công suất chào được thấp hơn mức công suất phát ổn định thấp nhất, mức công suất bằng nhau cho cả 10 cặp giá chào;

đ) Bản chào giá của nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện:

- Giá chào bằng 0 đồng/kWh cho toàn bộ công suất chào;

- Công suất chào bằng công suất dự báo của nhà máy điện. Đơn vị phát điện có trách nhiệm gửi công bố công suất dự báo của nhà máy điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và tuân thủ theo quy định về dự báo công suất, điện năng phát của các nguồn điện năng lượng tái tạo tại Thông tư quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được Bộ Công Thương ban hành.

- Căn cứ số liệu công suất dự báo do đơn vị phát điện cung cấp, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm so sánh, đối chiếu với giá trị công suất dự báo từ các nguồn dự báo khác và thực hiện lập lịch huy động các nhà máy điện bình đẳng với các nguồn tự điều khiển phát công suất tác dụng theo Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia và bảo đảm tuân thủ theo Quy định về hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng được Bộ Công Thương ban hành. Trường hợp xảy ra quá tải, thừa công suất thực hiện huy động theo thứ tự quy định tại Điều 18 Thông tư này.

Điều 48. Bản chào giá trong ngày

1. Giá chào trong bản chào giá trong ngày không được thay đổi so với bản chào ngày tới.

2. Công suất tại mức đầu tiên không được thay đổi so với bản chào ngày tới trừ các trường hợp được sửa đổi bản chào giá quy định tại Điều 49 Thông tư này. Công suất tại các mức còn lại được thay đổi so với bản chào ngày tới tuân thủ các quy định tại Điều 47 Thông tư này.

Điều 49. Sửa đổi bản chào giá

1. Các trường hợp được sửa đổi bản chào giá

Bản chào giá sửa đổi của Đơn vị chào giá được áp dụng trong các trường hợp sau đây:

a) Tổ máy nhiệt điện đang trong quá trình khởi động, hòa lưới hoặc ngừng máy: Đơn vị chào giá cho tổ máy nhiệt điện được sửa đổi tăng hoặc giảm công suất và nộp lại bản chào giá cho tổ máy nhiệt điện này;

b) Tổ máy nhiệt điện hòa lưới sớm theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện: Đơn vị chào giá được sửa đổi tăng công suất công bố và nộp lại bản chào giá cho tổ máy nhiệt điện này;

c) Tổ máy phát điện bị sự cố gây ngừng máy hoặc giảm công suất khả dụng hoặc sửa chữa tổ máy ngoài kế hoạch đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt theo Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được Bộ Công Thương ban hành: Đơn vị chào giá được sửa đổi giảm công suất công bố và nộp lại bản chào giá cho tổ máy này;

d) Các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày: Đơn vị chào giá được nộp bản chào giá sửa đổi phù hợp với tình hình vận hành thực tế (trong trường hợp nước về hồ nhiều dẫn đến phải xả hoặc mực nước hồ chứa về đến mực nước chết);

đ) Nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên, đơn vị chào giá được sửa đổi bản chào giá trong các trường hợp sau:

- Yêu cầu cấp nước hạ du hoặc lệnh vận hành hồ chứa của cơ quan nhà nước có thẩm quyền được xác định bằng văn bản sau thời điểm kết thúc chào giá;

- Các nhà máy thủy điện phải thực hiện xả điều tiết (không bao gồm xả dòng chảy môi trường) hoặc mực nước hồ của nhà máy thủy điện cao hơn mực nước quy định tại quy trình vận hành liên hồ, đơn hồ chứa hoặc hồ chứa đến ngưỡng xả tràn hoặc hồ chứa nguy cơ xả;

- Nhà máy thủy điện không đáp ứng được yêu cầu cấp nước hạ du trong ngày D do tổ máy của nhà máy điện bị sự cố hoặc giảm công suất khả dụng trong ngày D;

- Nhà máy thủy điện không đáp ứng được yêu cầu cấp nước hạ du trong ngày D do không được huy động đủ các bản chào với giá sàn trong các chu kỳ trước đó để cấp nước hạ du;

- Mực nước hồ chứa ở dưới mực nước chết và không có khả năng vận hành tổ máy;

- Nhà máy thủy điện thuộc trường hợp phải áp dụng bản chào giá đặc biệt theo quy định tại điểm b và điểm c khoản 2 Điều 47 Thông tư này đã đáp ứng đủ yêu cầu cấp nước hạ du trong ngày.

e) Nhà máy điện phải hoãn hoặc lùi lịch sửa chữa theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoặc kết thúc sửa chữa sớm so với kế hoạch đã được duyệt, đưa tổ máy vào dự phòng khác thời gian so với dự kiến;

g) Các nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện trực tiếp tham gia thị trường điện: được cập nhật công suất theo công suất dự báo được lựa chọn của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

2. Nguyên tắc sửa đổi bản chào giá

a) Đối với các trường hợp quy định tại điểm a, điểm b, điểm c và điểm e khoản 1 Điều này:

- Bản chào giá sửa đổi không được thay đổi giá chào so với bản chào giá ngày tới, trong ngày;

- Trường hợp quy định tại điểm a khoản 1 Điều này: toàn bộ các dải công suất chào trong bản chào giá sửa đổi của tổ máy nhiệt điện phải bằng nhau và bằng công suất dự kiến phát trong quá trình hòa lưới hoặc ngừng máy;

- Trường hợp quy định tại điểm b khoản 1 Điều này: bản chào giá sửa đổi không được thay đổi công suất ở các mức công suất nhỏ hơn hoặc bằng công suất công bố cho chu kỳ giao dịch tới trừ trường hợp không bảo đảm thông số kỹ thuật trong bản chào;

- Trường hợp quy định tại điểm c khoản 1 Điều này: bản chào giá sửa đổi được điều chỉnh giảm công suất công bố thấp hơn mức công suất công bố trong ngày D-2;

- Trường hợp quy định tại điểm e khoản 1 Điều này: bản chào giá sửa đổi được điều chỉnh công suất công bố phù hợp với trạng thái tổ máy và lịch sửa chữa.

b) Đối với các trường hợp quy định tại điểm đ khoản 1 Điều này

- Bản chào giá sửa đổi không được thay đổi giá chào so với bản chào giá ngày tới, trong ngày;

- Đơn vị phát điện chỉ được thay đổi mức công suất trong các dải chào giá đầu tiên để bảo đảm đủ yêu cầu cấp nước hạ du trong ngày vận hành hoặc tránh xả tràn. Trường hợp hồ chứa ở dưới mực nước chết và không có khả năng vận hành tổ máy, Đơn vị phát điện được phép cập nhật công bố công suất phù hợp với trạng thái tổ máy;

- Đơn vị phát điện gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện (thông qua hệ thống công nghệ thông tin phục vụ vận hành thị trường điện) bản chào giá sửa đổi cho các chu kỳ giao dịch còn lại của ngày D, đồng thời nêu rõ lý do và các thông tin, số liệu cần thiết làm căn cứ cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xem xét chấp thuận việc sử dụng bản chào giá sửa đổi;

- Bản chào giá sửa đổi phải tuân thủ các quy định tại Điều 47 Thông tư này.

3. Đơn vị chào giá được sửa đổi và nộp lại bản chào giá ngày tới hoặc trong ngày hoặc cho các chu kỳ giao dịch còn lại trong ngày D cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước thời điểm kết thúc chào giá.

4. Sau khi nhận được bản chào giá sửa đổi của đơn vị chào giá, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện căn cứ tình hình thực tế của hệ thống điện thực hiện kiểm tra, xác nhận tính hợp lệ của bản chào giá sửa đổi:

a) Trường hợp bản chào giá sửa đổi không hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo lý do cho đơn vị chào giá, đơn vị phát điện;

b) Trường hợp bản chào giá hợp lệ

- Đối với các bản chào giá sửa đổi tăng công suất, trừ trường hợp quy định tại điểm d, đ và điểm g khoản 1 Điều này: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng bản chào giá sửa đổi này trong vận hành thị trường điện khi lịch công bố ngày tới, trong ngày, chu kỳ giao dịch tới có cảnh báo thiếu công suất hoặc trong các trường hợp cần thiết để bảo đảm cung cấp điện;

- Đối với các trường hợp còn lại: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng bản chào giá sửa đổi này trong quá trình vận hành thị trường điện.

Điều 50. Chào giá nhóm nhà máy thủy điện bậc thang

1. Nhóm nhà máy thủy điện bậc thang có trách nhiệm chào giá theo một bản chào giá chung cả nhóm và tuân thủ giới hạn giá chào theo quy định tại khoản 3 Điều 15 Thông tư này.

2. Các nhà máy điện trong nhóm nhà máy thủy điện bậc thang có trách nhiệm thỏa thuận và thống nhất chỉ định đơn vị đại diện chào giá. Đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang có trách nhiệm nộp văn bản đăng ký kèm theo văn bản thỏa thuận giữa các nhà máy điện trong nhóm cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Đơn vị đại diện chào giá có trách nhiệm tuân thủ các quy định về chào giá đối với tất cả các nhà máy điện trong nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.

4. Trường hợp không thống nhất được đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang đề xuất tự chào giá, các đơn vị phát điện thực hiện chào giá độc lập.

5. Giá trị nước của nhóm nhà máy thủy điện bậc thang là giá trị nước của hồ thủy điện lớn nhất trong bậc thang đó. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định hồ thủy điện dùng để tính toán giá trị nước cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang cùng với việc phân loại các nhà máy thủy điện theo quy định tại Điều 20 Thông tư này.

6. Trường hợp nhóm nhà máy thủy điện bậc thang có nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng phát từng chu kỳ giao dịch trong tuần tới của từng nhà máy điện trong nhóm nhà máy thủy điện bậc thang theo quy định tại khoản 2 Điều 43 Thông tư này;

b) Khi sản lượng công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong nhóm bị điều chỉnh theo quy định tại Điều 66 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh sản lượng công bố của các nhà máy điện ở bậc thang dưới cho phù hợp.

Điều 51. Nộp bản chào giá

1. Trước 11h30 ngày D-1, đơn vị chào giá có trách nhiệm nộp bản chào giá ngày D.

2. Đối với khung thời gian vận hành thị trường điện trong ngày, đơn vị chào giá có trách nhiệm nộp bản chào giá trong ngày trước 8 giờ của thời điểm bắt đầu cho khung thời gian vận hành thị trường điện trong ngày.

3. Các đơn vị chào giá nộp bản chào giá qua hệ thống thông tin thị trường điện. Trường hợp do sự cố không thể sử dụng hệ thống thông tin thị trường điện, đơn vị chào giá có trách nhiệm nộp bản chào giá bằng thư điện tử vào địa chỉ do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định.

4. Các đơn vị chào giá có trách nhiệm đăng ký địa chỉ thư điện tử và thông tin liên lạc của đơn vị mình cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

Điều 52. Kiểm tra tính hợp lệ của bản chào giá

1. Trước 11h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của bản chào giá đã nhận được từ các đơn vị chào giá theo quy định tại Điều 51 Thông tư này. Trường hợp đơn vị chào giá gửi nhiều bản chào giá thì chỉ xem xét bản chào giá nhận được cuối cùng.

2. Không muộn hơn 30 phút trước thời điểm chấm dứt chào giá trong ngày, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của bản chào giá trong ngày đã nhận được từ các đơn vị chào giá theo quy định tại Điều 51 Thông tư này. Trường hợp đơn vị chào giá gửi nhiều bản chào giá thì chỉ xem xét bản chào giá nhận được cuối cùng.

3. Trường hợp bản chào giá không hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho đơn vị chào giá và yêu cầu nộp lại bản chào giá lần cuối trước thời điểm chấm dứt chào giá.

4. Sau khi nhận được thông báo của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về bản chào giá không hợp lệ, đơn vị chào giá có trách nhiệm sửa đổi và nộp lại bản chào giá trước thời điểm chấm dứt chào giá.

Điều 53. Bản chào giá lập lịch

1. Sau thời điểm chấm dứt chào giá, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của các bản chào giá nhận được cuối cùng theo quy định tại Điều 51 Thông tư này. Bản chào giá cuối cùng hợp lệ được sử dụng làm bản chào giá lập lịch cho việc lập lịch huy động ngày tới.

2. Sau thời điểm chấm dứt chào giá trong ngày, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của các bản chào giá trong ngày nhận được cuối cùng theo quy định tại Điều 51 Thông tư này. Bản chào giá cuối cùng hợp lệ được sử dụng làm bản chào giá lập lịch trong ngày cho việc lập lịch huy động cuốn chiếu trong ngày.

3. 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 chào giá đó làm bản chào giá lập lịch. Đơn vị chào giá có trách nhiệm xây dựng bộ bản chào mặc định áp dụng cho tuần tới của tổ máy và gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước 11h30 ngày chủ nhật hằng tuần.

4. Trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không nhận được bản chào giá của tổ máy hoặc bản chào giá mặc định không phù hợp với trạng thái tổ máy, 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 sẽ được xây dựng dựa trên công suất khả dụng và giá trần bản chào của tổ máy tại thời điểm áp dụng;

b) Đối với nhà máy thủy điện và nhóm nhà máy thủy 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 44 Thông tư này cho sản lượng còn lại.

c) Đối với nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết lớn hơn 2 ngày phải áp dụng bản chào giá trong trường hợp đặc biệt: giá chào và sản lượng chào trong bản chào mặc định của nhà máy điện này theo quy định cụ thể tại điểm b và điểm c khoản 2 Điều 47 Thông tư này;

d) Đối với nhà máy điện gió, điện mặt trời, điện sinh khối, thủy điện nhỏ tham gia thị trường điện, bản chào mặc định như sau: giá chào cho tất cả các dải chào bằng 0 (đồng/kWh) và công suất dự báo.

5. Mô phỏng các nhà máy nhiệt điện không trực tiếp chào giá ngày tới

a) Đơn vị phát điện sở hữu các nhà máy điện không trực tiếp tham gia chào giá có trách nhiệm công bố công suất trong ngày D-2 theo quy định về thực hiện đánh giá khả năng bảo đảm cung cấp điện trung hạn và ngắn hạn tại Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được Bộ Công Thương ban hành;

b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện mô phỏng các tổ máy nhà máy nhiệt điện không chào giá trực tiếp đồng bộ với các nhà máy có bản chào theo nguyên tắc:

- Nếu tổ máy được huy động theo kết quả đã được công bố tại khoản 2 Điều 46 Thông tư này, 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.

- Nếu tổ máy không được lập lịch theo kết quả đã được công bố tại khoản 2 Điều 46 Thông tư này thì mô phỏng bằng giá biến đổi cho toàn bộ công suất khả dụng.

- Tốc độ tăng giảm tải trong mô phỏng bảo đảm tuân thủ các quy định trong hợp đồng mua bán điện và hiện trạng cơ sở hạ tầng thị trường điện, trường hợp hạ tầng thị trường điện chưa đáp ứng sẽ sử dụng tốc độ tăng giảm tải áp dụng tại mức tải 85% phù hợp với quy định trong hợp đồng mua bán điện.

c) Trường hợp tổ máy công bố lại công suất khả dụng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật theo nguyên tắc tại điểm b khoản 5 Điều này.

Điều 54. 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 các tổ máy nhà máy nhiệt điện không chào giá trực tiếp đồng bộ với các nhà máy có bản chào theo nguyên tắc tại khoản 5 Điều 53 Thông tư này. Nguồn điện mặt trời mái nhà và 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 46 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 về điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia 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 74 và Điều 75 Thông 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 thử nghiệm tổ máy phát điện đã được phê duyệt.

12. Các kết quả đánh giá khả năng bảo đảm cung cấp điện ngắn hạn cho ngày D theo quy định về điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được 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.

15. Công suất vận hành dự kiến của hệ thống pin lưu trữ năng lượng.

16. Khả năng cung cấp nhiên liệu.

Điều 55. 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 theo quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này. Lịch huy động ngày tới bao gồm các nội dung chính sau:

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 quy định tại Điều 18 Thông tư này.

Điều 56. Công bố lịch huy động ngày tới

Trước 16h00 hằng 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 bán 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) bao gồm:

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

b) Lượng công suất thiếu;

c) Các ràng buộc bảo đảm cung cấp điện có khả năng không đáp ứng.

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

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.

8. Các ràng buộc kỹ thuật trong vận hành nguồn điện, lưới điện.

9. Các biện pháp can thiệp của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để bảo đảm cung cấp điện.

10. Các điều chỉnh, can thiệp bản chào giá của đơn vị phát điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện theo quy định.

11. Trước 17h00 hằng ngày, căn cứ trên biểu đồ huy động dự kiến do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố, cấp điều độ có quyền điều khiển nhà máy điện quy định tại điểm b khoản 1 Điều 4 Thông tư này có trách nhiệm xác định và công bố:

a) Công suất huy động của từng tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới căn cứ theo bản chào giá của các đơn vị, có xét đến giới hạn về điều kiện kỹ thuật của lưới điện;

b) Các ràng buộc về kỹ thuật ảnh hưởng đến công suất phát của các tổ máy.

Điều 57. Hòa 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 hòa 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 hòa lưới tổ máy này căn cứ trên kết quả đánh giá khả năng bảo đảm cung cấp điện 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 hòa 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 49 Thông tư này.

Điều 58. 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 66 Thông tư này và thực hiện điều chỉnh công suất huy động các nhà máy nhiệt điện khí bằng giải pháp tích áp để ưu tiên huy động công suất cao nhất có thể của các nhà máy nhiệt điện khí vào thời điểm cao điểm phụ tải của hệ thống điện.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh, huy động thêm công suất của các hệ thống pin lưu trữ năng lượng còn khả năng.

3. 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.

4. 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.

5. 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 59. 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 bảo đảm 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 46 Thông tư này để bảo đảm yêu cầu dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được điều chỉnh, huy động thêm công suất của các hệ thống pin lưu trữ năng lượng còn khả năng.

Mục 2. VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN TRONG NGÀY

Điều 60. Số liệu sử dụng cho lập lịch huy động trong ngày

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

1. Biểu đồ phụ tải từ chu kỳ tính toán đến cuối ngày của toàn hệ thống điện quốc gia và từng miền Bắc, Trung, Nam.

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 trong ngày của các đơn vị chào giá.

4. Mô phỏng các tổ máy nhà máy nhiệt điện không chào giá trực tiếp đồng bộ với các nhà máy có bản chào theo nguyên tắc quy định tại khoản 5 Điều 53 Thông tư này.

5. Sản lượng huy động dự kiến của các nhà máy thủy điện gián tiếp tham gia thị trường điện trong khoảng thời gian lập lịch, được tính toán trên cơ sở lưu lượng nước về dự kiến, mực nước dự kiến đầu khoảng thời gian lập lịch, mực nước cuối ngày trong kết quả lập lịch ngày tới

6. 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 về điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia và các nhà máy thủy điện nhỏ có hồ điều tiết dưới 02 ngày tham gia chào giá trên thị trường điện.

7. Công suất dự báo từ chu kỳ tính toán đến cuối ngày của nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện.

8. Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu quy định tại Điều 74 và Điều 75 Thông tư này.

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

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

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

12. 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.

13. Lịch thử nghiệm tổ máy phát điện đã được phê duyệt.

14. Các kết quả đánh giá khả năng bảo đảm cung cấp điện ngắn hạn cho ngày D theo Quy định về điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

15. 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.

16. Các ràng buộc về bao tiêu.

17. Thông số thủy văn các hồ thủy điện.

18. Thông số các hệ thống pin lưu trữ năng lượng.

19. Khả năng cung cấp nhiên liệu.

Điều 61. Lập lịch huy động trong ngày

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động cho các khung thời gian vận hành trong ngày. Lịch huy động trong ngày 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 còn lại của ngày D;

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

2. Lịch huy động ràng buộc, bao gồm:

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

b) Các thông tin cảnh báo (nếu có);

c) 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 thực hiện theo quy định tại Điều 18 Thông tư này.

Điều 62. Công bố lịch huy động trong ngày

Không muộn hơn 02 giờ trước thời điểm bắt đầu khung thời gian vận hành, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các thông tin trong lịch huy động trong ngày, 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 trong khung thời gian vận hành. Giá biên từng miền trong từng chu kỳ giao dịch trong khung thời gian vận hành.

2. Giá điện năng thị trường dự kiến cho từng chu kỳ giao dịch trong khung thời gian vận hành áp dụng cho các đơn vị phát điện và Đơn vị bán buôn điện.

3. Danh sách các tổ máy dự kiến phải phát tăng hoặc phát giảm công suất trong từng chu kỳ giao dịch trong khung thời gian vận hành.

4. Thông tin về cảnh báo thiếu công suất trong các chu kỳ giao dịch trong khung thời gian vận hành (nếu có) bao gồm:

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

b) Lượng công suất thiếu;

c) Các ràng buộc bảo đảm cung cấp điện có khả năng không đáp ứng.

5. Thông tin về cảnh báo thừa công suất trong các chu kỳ giao dịch trong khung thời gian vận hành (nếu có) bao gồm:

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. Các ràng buộc kỹ thuật trong vận hành nguồn điện, lưới điện.

8. Các biện pháp can thiệp của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để bảo đảm cung cấp điện.

9. Các điều chỉnh, can thiệp bản chào giá của đơn vị phát điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện theo quy định.

10. Không muộn hơn 01 giờ trước thời điểm bắt đầu khung thời gian vận hành, các cấp điều độ có quyền điều khiển nhà máy điện quy định tại điểm b khoản 1 Điều 4 Thông tư này có trách nhiệm xác định và công bố:

a) Công suất huy động của từng tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch trong ngày căn cứ theo bản chào giá của các đơn vị, có xét đến giới hạn về điều kiện kỹ thuật của lưới điện;

b) Các ràng buộc về kỹ thuật ảnh hưởng đến công suất phát của các tổ máy.

Điều 63. 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 66 Thông tư này.

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

Điều 64. Xử lý trong trường hợp có cảnh báo 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 trong ngày để lập lịch huy động trong ngày.

Mục 3. VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CHU KỲ GIAO DỊCH TỚI

Điều 65. 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 hoặc trong ngày 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 56 hoặc Điều 62 Thông tư này.

5. Mô phỏng các tổ máy nhà máy nhiệt điện không chào giá trực tiếp đồng bộ với các nhà máy có bản chào theo nguyên tắc tại khoản 5 Điều 53 Thông tư này. Các nhà máy điện không chào giá trực tiếp còn lại sử dụng công suất công bố theo lịch huy động ngày tới, lịch huy động trong ngày theo quy định tại Điều 56 hoặc Điều 62 Thông 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 bảo đảm cung cấp 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 theo đo lường, tính toán 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 bảo đảm cung cấp điện và yêu cầu kỹ thuật của hệ thống điện.

12. Lịch bảo dưỡng, sửa 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.

Điều 66. 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 về điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được Bộ Công Thương ban hành cho chu kỳ giao dịch tới đã được công bố theo quy định tại khoản 1 Điều 56 Thông 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 thủy 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 thủy 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 về điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được 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 67. 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 theo quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này.

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 nguyên tắc sau:

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

- Điều chỉnh, huy động thêm công suất từ các hệ thống pin lưu trữ năng lượng còn khả năng;

- Thực hiện điều chỉnh công suất huy động các nhà máy nhiệt điện khí bằng giải pháp tích áp để ưu tiên huy động công suất cao nhất có thể của các nhà máy nhiệt điện khí vào thời điểm cao điểm phụ tải của hệ thống điện;

- 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 để bảo đảm cung cấp điện;

- 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 bảo đảm cung cấp 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 bảo đảm cung cấp 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 quy định tại Điều 18 Thông 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 bảo đảm 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 bảo đảm 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 56 Thông tư này cho các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện để bảo đảm yêu cầu dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp;

d) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được điều chỉnh, huy động thêm công suất từ các hệ thống pin lưu trữ năng lượng còn khả năng.

Điều 68. 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 67 Thông 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 bán 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 66 Thông tư này.

6. Các thông tin về việc điều chỉnh công suất huy động của nhà máy thủy 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 4. VẬN HÀNH THỜI GIAN THỰC

Điều 69. 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 điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được Bộ Công Thương ban hành. Trường hợp cần thiết, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được can thiệp để bảo đảm yêu cầu dịch vụ điều khiển tần số thứ cấp của hệ thống điện (trừ trường hợp bất khả kháng).

2. Cấp điều độ có quyền điều khiển nhà máy điện quy định tại điểm b khoản 1 Điều 4 Thông tư này có trách nhiệm vận hành các nhà máy căn cứ lịch huy động chu kỳ tới đã được công bố, báo cáo lại cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sau khi đã hoàn thành.

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

4. Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy thủy 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 43 Thông tư này.

Điều 70. Quy định trong trường hợp hồ chứa của nhà máy thủy 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 thủy điện có mực nước thấp hơn mực nước giới hạn tuần, đơn vị phát điện có trách nhiệm điều chỉnh giá chào trong các ngày tiếp theo để bảo đảm mực nước hồ chứa không thấp hơn mực nước giới hạn tuần tiếp theo.

2. 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 mực 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 mực nước giới hạn và thấp hơn cận trên của khoảng mực nước để điều hành các hồ trong mùa cạn (nếu có) của Quy trình vận hành liên hồ chứa; nhà máy thủy điện có 01 tuần thấp hơn mực nước giới hạn và thấp hơn mực nước tối thiểu hoặc cận dưới của khoảng mực nước để điều hành các hồ trong mùa cạn 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 cụ thể tại điểm b, điểm c khoản 2 Điều 47 Thông tư này để đưa mực nước của hồ chứa về mực nước giới hạn tuần.

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

4. Trước 10h00 thứ Hai hằng 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) Nhà máy thủy điện có 01 tuần thấp hơn mực nước giới hạn tuần và tỷ lệ dự phòng điện năng miền của tuần nhỏ hơn 5%;

c) Nhà máy thủy điện có 01 tuần thấp hơn mực nước giới hạn và thấp hơn cận trên của khoảng mực nước để điều hành các hồ trong mùa cạn (nếu có) của Quy trình vận hành liên hồ chứa;

d) Nhà máy thủy điện có 01 tuần thấp hơn mực nước giới hạn và thấp hơn mực nước tối thiểu hoặc cận dưới của khoảng mực nước để điều hành các hồ trong mùa cạn của Quy trình vận hành liên hồ chứa.

Điều 71. 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 truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng và Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được Bộ Công Thương ban hành;

b) Xảy ra các tình huống không bảo đảm cung cấp điện trên cơ sở kết quả đánh giá khả năng bảo đảm cung cấp điện của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được Bộ Công Thương ban hành;

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

2. Trường hợp xảy ra can thiệp thị trường điện theo quy định tại điểm b khoản 1 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được điều chỉnh biểu đồ huy động của các nhà máy điện để bảo đảm cung cấp điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Bộ Công Thương, Cục Điện lực các nội dung sau:

a) Thời điểm dự kiến bắt đầu và kết thúc;

b) Các giải pháp cụ thể sẽ thực hiện để bảo đảm huy động hợp lý các loại hình nguồn trong hệ thống điện quốc gia với mục tiêu bảo đảm cung cấp điện, vận hành an toàn, ổn định, tin cậy hệ thống điện quốc gia;

c) Các tồn tại, phát sinh (nếu có).

3. Trong thời gian can thiệp thị trường điện, các nguồn điện được huy động phải bảo đảm các ràng buộc kỹ thuật để hệ thống điện vận hành an toàn, ổn định, tin cậy.

4. 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 bảo đảm các mục tiêu theo thứ tự ưu tiên sau:

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

5. 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 72. 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 truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng và Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia được 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 bảo đảm vận hành an toàn hệ thống) trong vòng 48 chu kỳ liên tục;

- Không bảo đảm 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:

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

- Bảo đảm thực hiện các thỏa thuận về sản lượng trong các hợp đồng xuất khẩu, nhập khẩu điện và ràng buộc về bao tiêu;

- Bảo đảm 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 73. Khôi phục thị trường điện giao ngay

1. Thị trường điện giao ngay được khôi phục vận hành khi bảo đảm 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 5. XUẤT KHẨU, NHẬP KHẨU ĐIỆN TRONG VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 74. 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 nhu cầu phụ tải điện hệ thống phục vụ lập lịch huy động ngày tới và chu kỳ giao dịch tới.

Điều 75. 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 76. 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 77. 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 bán buôn điện.

Điều 78. 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 77 Thông 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 theo Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng được 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 theo Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng được Bộ Công Thương ban hành.

Điều 79. 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 77 Thông tư này (đối với các vị trí đo đếm ranh giới giữa nhà máy điện không tham gia thị trường 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 77 Thông tư này và 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 bán 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 4 Thông tư này và các nhà máy điện nước ngoài có Hợp đồng mua bán điện ký 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 01 hằng 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 77 Thông tư này và điểm a khoản 5 Điều này.

Điều 80. 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 2 Thông 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 81. 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 hằng 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 79 Thông tư này;

b) Phương thức 2: Đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện và Đơn vị bán 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 bán 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 bán 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 hằng 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 hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng được Bộ Công Thương ban hành và các quy trình hướng dẫn thực hiện.

Điều 82. 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 bảo đảm 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 bảo đảm 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 hằng 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 hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng được 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 83. 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 bán 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 bán 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 bán buôn điện khác.

Điều 84. 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 81, Điều 82 và Điều 83 Thông 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 về hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng được 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 85. 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 bán 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 86. 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;

- Các tổ máy nhiệt điện không tham gia xét giá điện năng thị trường trong các chu kỳ không nối lưới.

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. 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 87. 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 86 Thông 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 28 Thông tư này (đồng/kWh).

Điều 88. Xác định giá điện năng thị trường khi can thiệp thị trường điện

Trường hợp có phát sinh tình huống can thiệp thị trường điện theo quy định tại Điều 71 Thông 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 BÁN BUÔN ĐIỆN

Điều 89. Giá điện năng thị trường áp dụng cho các Đơn vị bán buôn điện

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

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, công bố 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 bán buôn điện

Trong đó:

CSMP(i): Giá điện năng thị trường áp dụng cho Đơn vị bán 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 86 Thông 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 90. Giá công suất thị trường áp dụng cho Đơn vị bán buôn điện

Giá công suất thị trường áp dụng cho Đơn vị bán 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 bán 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 28 Thông 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 89 Thông tư này.

Điều 91. Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho Đơn vị bán buôn điện

Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho Đơn vị bán 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 bán buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

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

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

Điều 92. 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 bán 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 bán 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 93. 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). Đối với các máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày, nhà máy điện gió và điện mặt trời không áp dụng Qcon;

c) Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu). Đối với nhà máy điện có công suất đặt dưới 30MW, điện gió và điện mặt trời không áp dụng Qdu. Đối với nhóm nhà máy thủy điện bậc thang chào giá chung cho cả nhóm, khi nhà máy thủy điện bậc thang trên tham gia điều tần, không áp dụng Qdu đối với nhà máy thủy điện bậc thang dưới;

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 lò/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, 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 94. 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 điện 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 93 Thông 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 38 Thông tư này;

b) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmp_i) của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại khoản 5 Điều 93 Thông tư này;

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

3. Nguyên tắc điều chỉnh

a) 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 bảo đảm 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 ban hành kèm theo Thông tư này.

Điều 95. 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 bao gồm điện gió, điện mặt trời, điện sinh khối, thủy điện nhỏ) 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 thủy 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 thủy 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 điều 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 gió, điện mặt trời, điện sinh khối, thủy điện nhỏ 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 96. 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 97. 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 112 Thông 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 điện 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 98. Tính toán khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của Đơn vị bán buôn điện trong chu kỳ giao dịch

1. Sản lượng giao nhận đầu nguồn của Đơn vị bán buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều 83 Thông tư này.

2. Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của Đơn vị bán 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 bán 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 bán buôn điện:

X₁ =

Trong đó:

X₁: Tỷ lệ điện năng mua theo giá thị trường điện giao ngay của Đơn vị bán buôn điện l từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (%);

Q_c(g,M): Sản lượng điện hợp đồng tháng M của nhà máy điện g được tính toán theo quy định tại Điều 17, Điều 37 và Điều 38 Thông tư này (kWh);

Q_ptdk(l,M): Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn dự báo tháng M do Đơn vị bán 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 bán buôn điện;

L: Tổng số Đơn vị bán 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 bán 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 bán 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 bán 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 bán 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 bán 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 bán 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 bán 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 bán buôn điện (kWh);

Q(l,i): Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của Đơn vị bán 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 bán buôn điện ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp với nhà máy điện g;

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 89 Thông tư này.

d) Tổng sản lượng điện năng mua từ thị trường điện giao ngay của Đơn vị bán 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 bán buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

G: Tổng số nhà máy điện ký hợp đồng mua bán điện với Đơn vị bán buôn điện.

3. Tính toán khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của Đơn vị bán 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 bán 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 bán buôn điện l 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 bán 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 bán 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 bán buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị bán 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 bán buôn điện;

C_m2(l,g,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của Đơn vị bán 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 bán 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 bán 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 bán 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 bán buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị bán buôn điện;

G: Tổng số nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị bán buôn điện;

C_m2(l,g,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của Đơn vị bán buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g (đồng).

Điều 99. Tính toán khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của Đơn vị bán buôn điện trong chu kỳ thanh toán

Khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của Đơn vị bán 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 bán 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 bán 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 bán 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 98 Thông tư này (đồng).

2. Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của Đơn vị bán buôn điện l trong chu kỳ thanh toán cho nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị bán 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 bán buôn điện;

TCm2(l,g,M): Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của Đơn vị bán buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị bán buôn điện (đồng);

Cm2 (l,g,i): Tổng khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của Đơn vị bán buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị bán buôn điện (đồng);

UpliftM(g): Thành phần hiệu chỉnh giá thị trường điện giao ngay áp dụng cho Đơn vị bán 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 bán 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 bán 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 95 Thông 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 96 Thông tư này (đồng);

Cm₂(l,g,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của Đơn vị bán buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g được xác định tại điểm b khoản 3 Điều 98 Thông tư này (đồng);

Qm₂ (l,g,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của Đơn vị bán 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 98 Thông tư này (kWh).

3. Tổng các khoản chi phí mua điện của Đơn vị bán 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 bán 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 bán 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 bán buôn điện;

G: Tổng số nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị bán buôn điện;

TC_m2(l,g,M): Khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của Đơn vị bán buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ nhà máy điện g được xác định tại khoản 2 Điều này (đồng).

Điều 100. Tính toán khoản thanh toán sai khác theo hợp đồng mua bán điện của Đơn vị bán 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 điện 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 101. 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 95 và Điều 96 Thông 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 102. Thanh toán cho dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ vận hành phải phát để bảo đảm cung cấp 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 bảo đảm cung cấp 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 Quy định phương pháp xác định và trình tự, thủ tục phê duyệt giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, nội dung chính của hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện được Bộ Công Thương ban hành.

Điều 103. Thanh toán cho nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày

Các khoản thanh toán cho nhà máy thủy 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 95 và Điều 96 Thông tư này.

2. Khoản thanh toán sai khác theo hợp đồng mua bán điện

a) Sản lượng điện 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 điện 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 điện hợp đồng theo quy định tại điểm a khoản này và theo công thức quy định tại Điều 97 Thông tư này.

Điều 104. 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 có hợp đồng mua bán điện với khách hàng sử dụng điện lớn 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 về cơ chế mua bán điện trực tiếp được Chính phủ ban hành.

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 95 và Điều 96 Thông tư này.

b) Khoản thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác:

Sản lượng điện 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 điện 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 điện hợp đồng theo quy định tại điểm a khoản này và theo công thức quy định tại Điều 97 Thông tư này.

Điều 105. 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 83 Thông 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 83 Thông 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 67 Thông tư này hoặc trường hợp sửa chữa, thi công đường dây 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 bảo đảm cung cấp 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 bảo đảm cung cấp điện, 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. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp đầy đủ, kịp thời thông tin liên quan vận hành của các nhà máy điện BOT, nhà máy điện nhập khẩu, nhà máy cung cấp dịch vụ phụ trợ theo đề nghị của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, nhằm phục vụ công tác thanh toán theo quy định tại hợp đồng mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các đơn vị phát điện. Các thông tin cần cung cấp được quy định chi tiết tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này.

Điều 106. Thanh toán khác đối với nhà máy điện ký hợp đồng trực tiếp với Đơn vị bán buôn điện

1. Các khoản thanh toán khác cho nhà máy điện ký hợp đồng trực tiếp với Đơn vị bán 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 83 Thông 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 83 Thông tư này, được thanh toán theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện đã ký giữa Đơn vị bán 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 67 Thông tư này hoặc trường hợp sửa chữa, thi công đường dây được thanh toán chi phí khởi động theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện giữa Đơn vị bán 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 bán 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 thực hiện 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 điện năng 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 bán 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 thực hiện thử nghiệm hệ thống AGC trong năm N cho các thành viên tham gia thị trường điện;

đ) Các khoản thuế, phí thanh toán cho nhà máy điện có hợp đồng trực tiếp với các Đơn vị bán buôn điện trong chu kỳ thanh toán tháng M (thuế tài nguyên nước, phí môi trường rừng, phí bảo vệ môi trường đối với nước thải công nghiệp, tiền sử dụng khu vực biển để nhận chìm chất nạo vét, tiền thuê đất, các khoản thuế phí khác nếu có);

e) 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 bảo đảm cung cấp 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 thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện giữa Đơn vị bán buôn điện và đơn vị phát điện;

g) 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 thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện giữa Đơn vị bán buôn điện và đơn vị phát điện;

h) 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:

- 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 giữa Đơn vị bán buôn điện và đơn vị phát điện;

- 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 giữa Đơn vị bán buôn điện và đơn vị phát điện.

i) 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 bảo đảm cung cấp điện, toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong khoảng thời gian này được thanh toán theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện giữa Đơn vị bán buôn điện và đơn vị phát điện.

2. Các khoản thanh toán khác quy định tại điểm a, điểm b và đ khoản 1 Điều này được phân bổ cho các Đơn vị bán 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 bán buôn điện;

R_kh(l,g,M): Khoản thanh toán khác phân bổ cho Đơn vị bán buôn điện l từ nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp trong chu kỳ thanh toán tháng 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 bán buôn điện trong chu kỳ thanh toán tháng M (đồng);

Q(l,M): Sản lượng điện năng giao nhận của Đơn vị bán buôn điện l trong chu kỳ thanh toán tháng M (kWh).

3. Các khoản thanh toán khác quy định tại điểm c, điểm d khoản 1 Điều này được phân bổ cho các Đơn vị bán buôn điện theo tỷ trọng sản lượng điện năng giao nhận trong chu kỳ giao dịch 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 bán buôn điện;

i: Chu kỳ giao dịch thuộc khoảng thời gian mà nhà máy g có sự kiện quy định tại điểm c, điểm d khoản 1 Điều này;

: Khoản thanh toán khác tại điểm c, điểm d khoản 1 Điều này được phân bổ cho Đơn vị bán buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

: Sản lượng điện năng giao nhận của Đơn vị bán buôn điện l trong chu kỳ thanh toán i (kWh).

Điều 107. Thanh toán khi can thiệp thị trường điện

1. Trường hợp có phát sinh tình huống can thiệp thị trường điện được quy định tại Điều 71 Thông 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.

2. Trường hợp có phát sinh tình huống điều chỉnh biểu đồ các nhà máy để bảo đảm cung cấp điện được quy định tại khoản 2 Điều 71 Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị mua điện, Đơn vị phát điện có trách nhiệm tính toán thanh toán và thực hiện thanh toán theo quy định tại Điều 95, Điều 96 và Điều 97 Thông tư này.

Điều 108. 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 109. 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 110. 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 14 tại Phụ lục VI ban hành kèm theo 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 14 tại Phụ lục VI ban hành kèm theo 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).

2. 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 14 tại Phụ lục VI ban hành kèm theo 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 111. 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 bán buôn điện và tỷ trọng sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của Đơn vị bán buôn điện tính toán theo quy định tại khoản 2 Điều 106 Thông 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 14 và Biểu mẫu 15 tại Phụ lục VI ban hành kèm theo Thông tư này và biên bản xác nhận chỉ số công tơ và sản lượng điện năng.

3. 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. 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 112. 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 113. 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 114. Hiệu chỉnh hóa đơn

1. Trường hợp hóa đơn có sai sót, đơn vị phát điện hoặc đơn vị mua điện có quyền đề nghị xử lý theo thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện và 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 115. Thanh toán

1. Đơn vị mua điện có trách nhiệm thực hiện thanh toán theo hóa 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 hằng 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 Đơn vị 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 116. 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 117. Thanh toán hợp đồng mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Đơn vị bán buôn điện

Thanh toán hợp đồng mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Đơn vị bán buôn điện bao gồm:

1. Khoản thanh toán thị trường điện giao ngay giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam với Đơn vị bán buôn điện đối với các nhà máy điện phân bổ hợp đồng được quy định tại khoản 1 Điều 99 Thông tư này.

2. Khoản thanh toán sai khác theo hợp đồng mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam với Đơn vị bán buôn điện đối với các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng tính toán theo quy định tại Điều 100 Thông tư này.

3. Khoản thanh toán theo giá bán buôn điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho Đơn vị bán 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 98, điểm c khoản 1 Điều 106, Điều 107 và Điều 108 Thông 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 118. 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 119. Yêu cầu đối với phần mềm cho hoạt động của thị trường điện

1. Bảo đảm 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 120. 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 121. 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 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 122. 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 123. 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, bảo đảm 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 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 bảo đảm 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 bảo đảm an toàn, bảo mật các thông tin thị trường điện.

Điều 124. Cung cấp và công bố thông tin thị trường điện

1. Đơn vị phát điện, Đơn vị bán 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 ban hành kèm theo 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 ban hành kèm theo Thông tư này.

Điều 125. Trách nhiệm bảo đảm tính chính xác của thông tin thị trường điện

1. Thành viên tham gia thị trường có trách nhiệm bảo đảm 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 126. 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 127. Các trường hợp miễn trừ bảo mật thông tin

1. Cung cấp thông tin theo yêu cầu của Cục 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 126 Thông tư này.

Điều 128. 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 129. Trách nhiệm thực hiện giám sát thị trường điện

1. Cục 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 Điện lực trong giám sát thị trường điện; phát hiện và báo cáo Cục Điện lực các vấn đề phát sinh, các hành vi có dấu hiệu vi phạm trong quá trình vận hành thị trường điện.

Điều 130. 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 công nghệ thông tin điều hành thị trường điện tại Phụ lục V ban hành kèm theo Thông tư này với thời gian biểu cụ thể như sau:

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

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

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

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

Điều 131. 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 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 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 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 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 Điện lực. Danh mục các thông tin, dữ liệu thị trường điện đồng bộ hóa do Cục 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 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 Điện lực yêu cầu.

3. Bảo đảm chất lượng dữ liệu

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm bảo đảm chất lượng dữ liệu cung cấp cho Cục Điện lực bao gồm các báo cáo hằng ngày, báo cáo hằng tuần và nội dung của cơ sở dữ liệu thị trường điện;

b) Thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm bảo đảm chất lượng dữ liệu cung cấp cho Cục Điện lực phục vụ điều tra và có xác nhận bảo đảm chính xác của đơn vị cấp dữ liệu.

Điều 132. Chế độ báo cáo vận hành thị trường điện

1. Chế độ báo cáo vận hành thị trường điện hằng tháng của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

a) Tên báo cáo: Báo cáo vận hành thị trường điện tháng M;

b) Nội dung báo cáo: Theo Biểu mẫu 01 tại Phụ lục VI ban hành kèm theo 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 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: Hằng 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 ban hành kèm theo 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 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 văn phòng điện tử (E-office);

- 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: Hằng 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 ban hành kèm theo Thông tư này;

c) Đối tượng báo cáo: Các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch;

d) Cơ quan nhận báo cáo: Cục 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: Hằng 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 ban hành kèm theo 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 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: Hằng 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 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 Điện lực.

Điều 133. Kiểm toán số liệu và tuân thủ thị trường điện

1. Kiểm toán định kỳ

Trước ngày 31 tháng 3 hằng 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 hằng 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 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 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 Điện lực và các đơn vị liên quan.

Chương XI

TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 134. Trách nhiệm của Cục 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 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 135. 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 cụ thể về nhiệm vụ, quyền hạn, tiêu chuẩn, chế độ và quan hệ công tác của chức danh Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện của đơn vị phù hợp với các quy định tại Điều 136, Điều 137, Điều 138 và Điều 139 Thông tư này; tổ chức đào tạo, kiểm tra và công nhận chức danh này để tham gia công tác điều hành giao dịch 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 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 cổng thông tin điện tử phục vụ thị trường điện bảo đảm chính xác, tin cậy và có cơ sở thực tiễn theo quy định của Thông tư này.

5. Xây dựng cơ sở dữ liệu, cung cấp và đồng bộ các dữ liệu vận hành giữa Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và Cục Điện lực để phục vụ công tác giám sát, đánh giá vận hành hệ thống điện và thị trường điện của Cục Điện lực.

6. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện trang bị các công cụ, số liệu cần thiết để phục vụ công tác lập kế hoạch vận hành, lập lịch huy động và vận hành thời gian thực như: số liệu thời tiết, khí tượng, thủy văn dự báo sản lượng thủy điện theo nước về, dự báo năng lượng tái tạo (công suất, sản lượng và các yếu tố khí tượng liên quan); số liệu tính toán mô phỏng ước lượng bức xạ thời gian thực (từ các nguồn như ảnh mây vệ tinh…) phục vụ giám sát công suất điện mặt trời mái nhà.

Điều 136. Nhiệm vụ, quyền hạn của Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện

1. Nhiệm vụ

a) Bảo đảm công tác điều hành thị trường điện công bằng, minh bạch, tuân thủ các quy định về vận hành hệ thống điện và thị trường điện do Bộ Công Thương ban hành;

b) Dự báo nhu cầu phụ tải điện phục vụ lập kế hoạch vận hành thị trường điện, lập lịch huy động nguồn điện ngày tới, trong ngày, chu kỳ giao dịch tới tuân thủ theo các quy định về vận hành hệ thống điện và thị trường điện do Bộ Công Thương ban hành;

c) Lập kế hoạch vận hành vận hành thị trường điện năm tới, tháng tới, lập kế hoạch vận hành hệ thống điện và thị trường điện tuần tới, lịch huy động nguồn điện ngày tới, trong ngày, chu kỳ giao dịch tới (bao gồm các đơn vị trực tiếp giao dịch và các đơn vị gián tiếp giao dịch) theo quy định tại Thông tư này;

d) Thông báo dự báo nhu cầu sử dụng khí cho các đơn vị phát điện và đơn vị cung cấp nhiên liệu trong lập kế hoạch vận hành tuần tới, lập lịch huy động ngày tới, trong ngày và chu kỳ giao dịch tới;

đ) Công bố thông tin huy động ngày tới, trong ngày, chu kỳ giao dịch tới trên trang thông tin điện tử hệ thống điện và thị trường điện theo đúng quy định;

e) Tính toán, đánh giá công suất khả dụng nguồn điện hệ thống điện quốc gia, hệ thống điện miền và phối hợp với các đơn vị liên quan thực hiện các giải pháp nhằm bảo đảm cân bằng cung cầu và cung cấp điện;

g) Tính toán thanh toán cho các đơn vị tham gia thị trường điện theo quy định tại Thông tư này;

h) Các nhiệm vụ khác do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định cụ thể, bảo đảm phù hợp với quy định tại Thông tư này và các quy định pháp luật khác có liên quan.

2. Quyền hạn

a) Yêu cầu 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 thị trường điện theo quy định tại Thông tư này và các quy định pháp luật khác có liên quan;

b) Phối hợp với điều độ viên quốc gia, kỹ sư trực ca năng lượng tái tạo, điều độ viên miền cập nhật các thông tin vận hành trong thời gian thực phục vụ công tác lập lịch huy động nguồn điện;

c) Kiến nghị với lãnh đạo Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xem xét, thay đổi phương thức vận hành khi hệ thống điện quốc gia có sự cố hoặc khi nhận thấy phương thức vận hành hiện tại chưa phù hợp; việc thay đổi phương thức vận hành phải bảo đảm tuân thủ các quy định liên quan, không ảnh hưởng đến vận hành và cung cấp điện an toàn, ổn định, tin cậy của hệ thống điện và thị trường điện;

d) Các quyền hạn khác do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định cụ thể, bảo đảm phù hợp với quy định tại Thông tư này và các quy định pháp luật khác có liên quan.

Điều 137. Quy định về đào tạo chức danh Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện

1. Quy định về tuyển dụng, đào tạo chức danh Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện:

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổ chức tuyển dụng và đào tạo nguồn nhân lực phục vụ công tác điều hành thị trường điện. Người được cử đi đào tạo phải đáp ứng đầy đủ các điều kiện theo các quy định tại Điều 138 Thông tư này và các điều kiện khác do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định phù hợp với vị trí và công việc được giao thực hiện sau đào tạo;

b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổ chức đào tạo, bồi dưỡng, tập huấn nâng cao trình độ cho chức danh Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện quy định cụ thể thời gian và nội dung đào tạo.

2. Sau khi thực hiện đào tạo đầy đủ nội dung và thời gian theo quy định, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổ chức kiểm tra và cấp Chứng nhận vận hành cho Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện theo mẫu tại Quy định về tiêu chuẩn, chế độ công tác của chức danh Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện.

3. Sau khi công nhận chức danh cho người được cử đi đào tạo, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo chức danh mới của Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện cho các đơn vị có liên quan.

Điều 138. Điều kiện đối với người được cử đi đào tạo chức danh Kỹ sư Điều hành giao dịch Thị trường điện

1. Có quốc tịch Việt Nam và cư trú tại Việt Nam.

2. Tốt nghiệp đại học hệ chính quy đạt loại khá trở lên, có chuyên ngành phù hợp theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Có lý lịch rõ ràng, không đang trong thời gian bị truy cứu trách nhiệm hình sự hoặc đang thi hành án hình sự hoặc đang bị xử lý kỷ luật lao động.

4. Tuổi đời không quá 30 tuổi đối với trường hợp tuyển dụng mới hoặc tuổi đời không quá 40 tuổi đối với các trường hợp khác do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định cụ thể.

5. Đáp ứng trình độ ngoại ngữ và tin học theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

6. Có đủ sức khỏe để làm việc theo chế độ ca kíp.

7. Đáp ứng các điều kiện khác do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định trong từng giai đoạn cụ thể.

Điều 139. Chế độ, quan hệ công tác trong vận hành hệ thống điện và điều hành thị trường điện

1. Chế độ công tác:

a) Việc phân công và tổ chức ca trực điều hành thị trường điện và công tác tính toán lập kế hoạch vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện phải bảo đảm duy trì liên tục, an toàn và hiệu quả công tác vận hành hệ thống điện và thị trường điện, tuân thủ các quy định về vận hành hệ thống điện và thị trường điện do Bộ Công Thương ban hành;

b) Tùy theo các cấp độ phát triển, thiết kế, cơ sở hạ tầng thị trường điện và công tác tính toán lập kế hoạch vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định cụ thể số lượng Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện trong mỗi ca trực và thực hiện công tác tính toán lập kế hoạch vận hành nhưng không ít hơn 02 người;

c) Trong một ca trực vận hành, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân công 01 Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện có nhiệm vụ giám sát các kỹ sư còn lại trong ca trực;

d) Chế độ lương, thưởng, thù lao, phụ cấp của Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện được xếp theo từng bậc trong vị trí chức danh vận hành cao nhất tại Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

2. Quan hệ giữa lãnh đạo Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện với Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện

a) Lãnh đạo phụ trách trực tiếp công tác vận hành thị trường điện tại Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có quyền chỉ đạo cho Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện thực hiện các công việc liên quan trong quá trình điều hành thị trường điện nhưng không được trái với quy định tại Thông tư này và các quy trình, quy định liên quan khác;

b) Khi chỉ đạo của Lãnh đạo phụ trách trực tiếp công tác vận hành thị trường điện trái với quy định tại Thông tư này và các quy trình, quy định liên quan khác thì Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện có quyền không thi hành trừ trường hợp nguy hiểm đến tính mạng con người hoặc an toàn thiết bị. Sau khi thực hiện chỉ đạo của lãnh đạo, Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện cần ghi chép đầy đủ thông tin chỉ đạo vào nhật ký vận hành và sổ giao nhận ca;

c) Khi có đầy đủ lý do cho thấy Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện không đủ năng lực vận hành thì Lãnh đạo phụ trách trực tiếp công tác vận hành thị trường điện có quyền đình chỉ tạm thời công tác của Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện trong ca trực đó và chỉ định Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện khác thay thế. Kỹ sư Điều hành giao dịch thị trường điện bị đình chỉ công tác chỉ được phép rời vị trí công tác khi đã bàn giao đầy đủ tình hình với người thay thế.

Điều 140. 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 Quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện; nguyên tắc tính giá điện để thực hiện dự án điện lực; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện được Bộ Công Thương ban hành.

3. Khách hàng sử dụng điện lớn tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp có trách nhiệm tuân thủ quy định cơ chế mua bán điện trực tiếp và các quy định khác của pháp luật có liên quan.

4. Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc Đơn vị bán buôn điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu về bao tiêu quy định tại điểm a khoản 78 Điều 3 Thông tư này.

5. Đơn vị phát điện, đơn vị cung cấp nhiên liệu có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện số liệu về khả năng cung cấp nhiên liệu, ràng buộc về bao tiêu, ràng buộc kỹ thuật của hệ thống cung cấp nhiên liệu sơ cấp để phục vụ tính toán sản lượng điện năng bao tiêu quy định tại khoản 78 Điều 3 Thông tư này căn cứ trên suất tiêu hao nhiên liệu được quy định tại hợp đồng mua bán điện.

Điều 141. Điều khoản chuyển tiếp

1. Kế hoạch vận hành thị trường điện năm 2026 đã được Bộ Công Thương phê duyệt và kế hoạch vận hành thị trường điện tháng trong năm 2026 đã được Cục Điện lực phê duyệt trước ngày Thông tư này có hiệu lực được tiếp tục áp dụng. Trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đánh giá thấy cần thiết tính toán, cập nhật lại Kế hoạch vận hành thị trường điện năm 2026 theo quy định tại Thông tư này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Bộ Công Thương để xem xét, quyết định.

2. Đối với các đơn vị bán buôn điện đang tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh thì tiếp tục tham gia theo các quy định tại Thông tư này.

Điều 142. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 20 tháng 7 năm 2026.

2. Khoản 2 Điều 1 và khoản 51 Điều 3 Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày ký ban hành Thông tư này.

3. Bãi bỏ Thông tư số 16/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành Thị trường bán buôn điện cạnh tranh và Thông tư số 36/2025/TT-BCT ngày 03 tháng 6 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 16/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

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 hướng dẫn thực hiện hoặc xem xét sửa đổi, bổ sung cho phù hợp./.

Nơi nhận:
- Văn phòng Tổng bí thư;
- Văn phòng Chủ tịch nước;
- Văn phòng Quốc hội;
- Văn phòng Chính phủ;
- Thủ tướng, các Phó Thủ tướng Chính phủ;
- Các Bộ, cơ quan ngang Bộ, cơ quan thuộc Chính phủ;
- Viện Kiểm sát nhân dân tối cao;
- Toà án nhân dân tối cao;
- Kiểm toán Nhà nước;
- Ủy ban Trung ương Mặt trận Tổ quốc Việt Nam;
- Ủy ban nhân dân, Hội đồng nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương;
- Cục Kiểm tra văn bản quy phạm pháp luật và Quản lý xử lý vi phạm hành chính và theo dõi thi hành pháp luật, Bộ Tư pháp;
- Các Lãnh đạo Bộ;
- Các đơn vị thuộc Bộ Công Thương;
- Sở Công Thương các tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương;
- Cổng thông tin điện tử Chính phủ;
- Cổng thông tin điện tử Bộ Công Thương;
- Công báo;
- Lưu: VT, ĐL (TTĐ&HTĐ).

KT. BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG

Nguyễn Hoàng Long

FILE ĐƯỢC ĐÍNH KÈM THEO VĂN BẢN

Tiện ích dành riêng cho tài khoản TVPL Basic và TVPL Pro

Tải về Thông tư 29/2026/TT-BCT quy định vận hành Thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành

Tải văn bản gốc Thông tư 29/2026/TT-BCT quy định vận hành Thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành

MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE OF VIETNAM -------	SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence - Freedom - Happiness ---------------
No. 29/2026/TT-BCT	Hanoi, June 2, 2026

CIRCULAR

OPERATION OF COMPETITIVE WHOLESALE ELECTRICITY MARKET

Pursuant to the Law on Electricity No. 61/2024/QH15, amended by the Law on Atomic Energy No. 94/2025/QH15;

Pursuant to Decree No. 40/2025/ND-CP dated February 26, 2025 of the Government of Vietnam on functions, tasks, entitlements, and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade of Vietnam;

At the request of the Director of the Electricity Authority of Vietnam;

The Minister of Industry and Trade of Vietnam hereby promulgates the Circular on the operation of the competitive wholesale electricity market.

Chapter I

GENERAL PROVISIONS

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

This Circular provides for:

1. The operation of the competitive wholesale electricity market (hereinafter referred to as the “electricity market”), including the following principal contents: registration for participation in the electricity market; preparation of electricity market operation plans; the offer mechanism; the dispatch scheduling mechanism; electricity metering in the electricity market; determination of the market price and settlement calculation; information announcement; supervision of electricity market operation; and responsibilities of units participating in the electricity market.

2. The threshold for large electricity consumers participating in cases of direct power trading.

Article 2. Regulated entities

This Circular applies to the following entities:

1. Electricity wholesale units.

2. Generation units.

3. Power system and electricity market operation units.

4. Electricity transmission units.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

6. Large electricity consumers participating in the direct power trading mechanism.

7. Fuel supply units.

Article 3. Interpretation of terms

For the purpose of this Circular, the following terms shall be construed as follows:

1. AGC (Automatic Generation Control) means an automatic control system that adjusts the active power output of a generating unit, power plant, power plant cluster, or energy storage battery system to ensure the safe and stable operation of the power system.

2. Offer means the offer to sell electricity into the electricity market for each generating unit, submitted by the offering entity to the power system and electricity market operation unit using the offer form prescribed in this Circular.

3. Scheduling offer means an offer accepted by the power system and electricity market operation unit for preparing the day-ahead dispatch schedule and the next trading interval dispatch schedule.

4. Default offer means the offer used by the power system and electricity market operation unit for preparing the day-ahead dispatch schedule and the next trading interval dispatch schedule where no valid offer is received from the generation unit.

5. Settlement statement means the statement calculating payments to direct trading generation units and electricity purchasing units, prepared by the power system and electricity market operation unit for each trading day and each settlement period.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

7. Short-term hydrothermal optimization program means the short-term hydrothermal optimization software used by the power system and electricity market operation unit to calculate unit commitment schedules and dispatch schedules for preparing the electricity market operation plan for the following week and the day-ahead dispatch schedule of power plants indirectly participating in the electricity market.

8. Settlement period means the period for preparing settlement documents and invoices for transactions in the electricity market, covering a period of 1 month commencing on the first day of each month.

9. Declared capacity means the maximum available capacity of a generating unit declared by the offering entity or a power plant indirectly participating in the electricity market.

10. Dispatched capacity means the output capacity of a generating unit actually dispatched by the power system and electricity market operation unit during a trading interval.

11. Next trading interval dispatched capacity means the output capacity of a generating unit expected to be dispatched during the first trading interval in the next trading interval dispatch schedule.

12. Day-ahead dispatched capacity means the output capacity of a generating unit expected to be dispatched during the trading intervals in the day-ahead dispatch schedule according to the results of the constrained scheduling.

13. Minimum stable generation capacity means the minimum generation output (Pmin) of a generating unit of a power plant, determined as the lower value between the Pmin agreed upon by the electricity seller and the electricity purchaser in the power purchase agreement and the actual Pmin of the generating unit.

14. Incremental generation capacity means the difference between the dispatched capacity and the capacity scheduled in the market price schedule of a generating unit.

15. Electricity Market Web Portal means the web portal used for announcing information on the operation of the power system and the electricity market.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

17. Calculation cycle during operating day D means a calculation cycle conducted every 8 hours.

18. Auxiliary services mean secondary frequency control, fast start, operating reserve, voltage control, and black start services to ensure electricity supply.

19. Incremental generation output means the electricity generated by a generating unit corresponding to its incremental generation capacity.

20. Offering entity means the entity that directly submits an offer in the electricity market, including a generation unit, power plants registered to submit offers directly, and the entity representing a cascade hydropower group in submitting offers.

21. Fuel supply unit means an entity supplying or trading fuel for electricity generation, including Vietnam National Coal - Mineral Industries Holding Corporation Limited (Vinacomin), Dong Bac Corporation, Petrovietnam Gas Joint Stock Corporation (PV GAS), and other fuel suppliers and traders.

22. Electricity wholesale unit means an entity that purchases electricity in the spot electricity market and from EVN for wholesale and retail sale to other organizations and individuals, currently comprising the 5 Power Corporations under EVN (Northern Power Corporation, Central Power Corporation, Southern Power Corporation, Hanoi Power Corporation, and Ho Chi Minh City Power Corporation).

23. Electricity purchasing unit means an entity participating in the competitive wholesale electricity market as an electricity purchaser, including electricity wholesale units and EVN.

24. Generation unit means an electricity unit that owns and operates one or more power plants connected to the national power system.

25. Indirect trading generation unit means a generation unit that owns and operates a power plant which does not submit offers directly to the electricity market and is not subject to the settlement mechanism prescribed in Chapter VIII of this Circular.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

27. Direct trading generation unit means a generation unit that owns and operates a power plant whose dispatch is scheduled based on submitted offers and whose settlement is calculated in accordance with Chapter VIII of this Circular.

28. Electricity metering data management unit means an entity responsible for operating the system for collecting, processing, and storing electricity metering data serving the electricity market, including the power system and electricity market operation unit, generation units, electricity transmission units, and electricity wholesale units, within the scope of each entity's management of electricity metering data.

29. Electricity transmission unit means an electricity unit licensed to conduct electricity activities in the field of electricity transmission and responsible for managing and operating the national transmission grid.

30. Power system and electricity market operation unit means the entity performing the functions of the National Load Dispatch Center and the Electricity Market Transaction Operator in accordance with the Law on Electricity (currently the National Power System and Market Operator Company Limited).

31. Electricity export unit means an electricity unit responsible for concluding and managing electricity export contracts with electricity export delivery points on the transmission grid of the national power system in accordance with regulations.

32. FTP (File Transfer Protocol) means the file transfer protocol and tool used for transmitting and receiving information and files among units participating in the electricity market.

33. Market capacity price means the price determined for each trading interval and applied for calculating capacity payments to generation units in the electricity market.

34. Offer floor price means the lowest price that an offering entity is permitted to offer for a generating unit in the day-ahead offer.

35. Market energy price means the price per unit of electrical energy determined for each trading interval and applied for calculating energy payments in the electricity market.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

37. Offer price cap means the highest price that an offering entity is permitted to offer for a generating unit in the day-ahead offer.

38. Electricity market price cap means the maximum market energy price, determined annually.

39. Value of lost load means the parameter used in the calculation model to represent the penalty function value when the calculation model produces a result requiring load shedding due to insufficient generation resources.

40. Water value means the expected marginal value calculated for the volume of water stored in hydropower reservoirs when used for electricity generation to substitute for thermal power generation in the future, converted into a value per unit of electrical energy.

41. Efficiency degradation factor means the factor representing the degradation in the efficiency of a generating unit over its operating period.

42. Annual average load factor means the ratio of the total annual electricity generation output to the product of the total installed capacity and the total number of hours used for calculating the annual load factor.

43. Monthly average load factor means the ratio of the total monthly electricity generation output to the product of the total installed capacity and the total number of hours used for calculating the monthly load factor.

44. Electricity market information system means the system of equipment and databases serving the management of and exchange of information for the electricity market, managed by the power system and electricity market operation unit.

45. Electricity market information technology system means the system of equipment comprising the electricity market information system, the SCADA/EMS system, the electricity metering system, digital signatures meeting the operational requirements of the electricity market, and other systems prescribed in this Circular.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

47. Monthly event confirmation dossier means the dossier prepared in accordance with Article 6 of Appendix IV enclosed with this Circular regarding the Procedure for Cooperation in the Reconciliation of Settlement Data among the power system and electricity market operation unit, generation units, and electricity purchasing units.

48. Power purchase agreement means a written agreement between the electricity purchaser and the electricity seller governing the sale and purchase of electricity.

49. Reservoir at risk of spillage means a hydropower reservoir falling into one of the following cases:

a) A hydropower reservoir having a regulating capacity of less than 2 days;

b) A hydropower reservoir having a regulating capacity of 2 days or more that has not yet discharged water but will reach the normal water level or the maximum permissible water level under the inter-reservoir operation procedures within the next 2 days if it is not dispatched according to its available capacity;

c) A hydropower reservoir subject to a written water release notification issued by a competent state authority;

d) A hydropower reservoir located in an area directly affected by a typhoon, tropical depression, or other hazardous weather phenomena according to the official bulletin issued by the National Center for Hydro-Meteorological Forecasting or a Regional Hydro-Meteorological Station.

50. Electricity Market Operations Engineer means the person directly responsible for operation planning, power source dispatch scheduling, auxiliary services scheduling, and settlement calculation in the electricity market.

51. Large electricity consumers participating in the direct power trading mechanism means large electricity consumers eligible to participate in the direct power trading mechanism in accordance with Decree No. 57/2025/ND-CP of the Government of Vietnam, and any amendments, supplements, or replacements thereto, having an average monthly electricity consumption as follows:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

b) From 200.000 kWh per month or more for the direct power trading mechanism through the national grid.

52. Daily operating time blocks comprise the periods from 00:00 to 08:00, 08:00 to 16:00, and 16:00 to 24:00.

53. Load block means the parameter used in the water value calculation model, determined from a pair of values consisting of a time period (hours) and load (MWh). For water value calculations, the weekly load shall comprise at least 5 load blocks.

54. Constrained scheduling means the arrangement of the dispatch order of generating units using the least-cost electricity procurement method while taking into account the technical constraints of the power system.

55. Unconstrained scheduling means the arrangement of the dispatch order of generating units using the least-cost electricity procurement method without taking into account the constraints of the power system.

56. Next trading interval dispatch schedule means the projected dispatch schedule of generating units for electricity generation and provision of auxiliary services for the next trading interval and the following 7 trading intervals, as calculated and announced by the power system and electricity market operation unit.

57. Day-ahead dispatch schedule means the projected dispatch schedule of generating units for electricity generation and provision of auxiliary services for the trading intervals of the following trading day, prepared by the power system and electricity market operation unit.

58. Intra-day dispatch schedule means the projected dispatch schedule of generating units for electricity generation and provision of auxiliary services for trading intervals within the daily operating time blocks, as calculated and announced by the power system and electricity market operation unit.

59. Market energy price schedule means the schedule prepared by the power system and electricity market operation unit after the current trading day to determine the market energy price for each trading interval.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

61. Water value calculation model means the hydrothermal optimization software system used by the power system and electricity market operation unit to calculate water value in preparing annual, monthly, and weekly operation plans.

62. Reservoir limit water level means the minimum upstream water level of a hydropower reservoir at the end of each month of the year or at the end of each week of the month, calculated and announced by the power system and electricity market operation unit in accordance with the regulations on medium-term and short-term electricity supply adequacy assessments under the regulations on dispatching, operation, switching operations, incident handling, black start, and restoration of the national power system promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam, while ensuring that the reservoir limit water level does not exceed the water level prescribed for the flood season under the reservoir operation procedures and inter-reservoir operation procedures.

63. Optimal water level means the upstream water level of a hydropower reservoir at the end of each month or each week, ensuring the most efficient use of water for electricity generation while satisfying the applicable operational constraints, as calculated and announced by the power system and electricity market operation unit.

64. Year N means the current year of electricity market operation, calculated according to the calendar year.

65. Day D means the current trading day.

66. Typical day means a day selected as having a typical electricity consumption pattern of the electricity load in accordance with the regulations on implementation of demand-side management promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam. Typical days include typical working days, weekend days (Saturday and Sunday), and holidays (if any) for the year, month, and week.

67. Trading day means a day on which electricity market trading activities take place, from 00:00 to 24:00 every day.

68. BOT power plant means a power plant invested under the Build - Operate - Transfer model through a contract between the project owner and a competent state authority.

69. Best new entrant means a newly commissioned thermal power plant with the lowest calculated average generation price for the following year and whose power purchase agreement price is agreed upon based on the generation service price prescribed in the regulations on the method for determining generation service prices; principles for calculating electricity prices for implementation of power projects; and principal contents of power purchase agreements promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam, and within the electricity generation price bracket prescribed in the regulations on dossiers, procedures, and methods for determining and approving electricity generation price brackets; and regulations on dossiers and procedures for developing and approving electricity import price brackets promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam. The best new entrant shall be selected annually for use in calculating the market capacity price.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

71. Strategic multi-purpose hydropower plant means a hydropower plant included in the list decided by the Prime Minister of Vietnam in accordance with Point b Clause 2 Article 5 of the Law on Electricity.

72. Contract-allocated power plant means a power plant that has a power purchase agreement with EVN and is allocated to an electricity wholesale unit in accordance with Clause 2 Article 40 of this Circular.

73. Cascade hydropower group means a group of hydropower plants where the water discharged from the reservoir of an upstream cascade hydropower plant accounts for all or most of the inflow to the reservoir of the downstream cascade hydropower plant, and there is no regulating reservoir of 2 days or more between these two power plants.

74. Trading node means the location used to determine the delivered and received electricity output for electricity sale and purchase transactions in the spot electricity market within the electricity market.

75. Dispatch scheduling software means the software system used by the power system and electricity market operation unit to prepare day-ahead, intra-day, and next trading interval dispatch schedules for generating units in the electricity market.

76. Electricity load for settlement calculation means the total electricity output of the entire power system, converted to the terminals of generating units, plus electricity import output during a trading interval.

77. Contracted electricity output means the electricity output negotiated and agreed upon by the parties in a power purchase agreement, or calculated and announced by the power system and electricity market operation unit in accordance with this Circular.

78. Take-or-pay electricity output (hereinafter referred to as “take-or-pay”) includes:

a) The minimum committed purchase electricity output under power purchase agreements in the set of contracts for a power plant project invested under the public-private partnership model applying the Build - Operate - Transfer (BOT) contract type, or under supplementary agreements between the electricity purchasing unit and the BOT generation unit, and the committed dispatched electricity output under electricity import contracts (if any);

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

79. Metered output means the metered electricity output of a power plant at the electricity delivery and receipt point.

80. Annual planned output means the electricity output of a power plant expected to be dispatched in the following year.

81. Monthly planned output means the electricity output of a power plant expected to be dispatched in the months of the year.

82. Fuel consumption rate means the amount of thermal energy consumed by a generating unit or power plant to produce one unit of electrical energy.

83. User account means the login name of a user or member unit used to access the Electricity Market Web Portal.

84. Offer gate closure time means the time after which generation units are not permitted to modify their offers, except in the cases prescribed in Article 49 of this Circular. In the electricity market, the offer gate closure time for Day D is 11:30 on Day D-1; for a daily operating time block, it is before 8 hours prior to the commencement time; and for next-interval operation, it is before 30 minutes prior to the commencement time.

85. Month M means the current month of electricity market operation, calculated according to the calendar month.

86. Electricity market participant means an entity participating in trading activities or providing services on the electricity market in accordance with Article 2 of this Circular, except for the case prescribed in Clause 7 Article 2 of this Circular.

87. Spot electricity market means the market for electricity purchase and sale during trading intervals, operated by the electricity market transaction operator in accordance with the levels of the competitive electricity market.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

89. Electricity market information means all data and information relating to activities of the electricity market.

90. Dispatch order means the result of arranging the capacity bands in the offer according to the principle of prices from low to high, taking into account the constraints of the power system.

91. Total hours for calculating annual load factor means the total number of hours of Year N for generating units that have commenced commercial operation from Year N-1 or earlier, or the total number of hours from the time of commercial operation of the generating unit until the end of the year for generating units commencing commercial operation in Year N, excluding the outage period of the generating unit under the approved maintenance plan for Year N.

92. Total hours for calculating monthly load factor means the total number of hours of Month M for generating units that have commenced commercial operation from Month M-1 or earlier, or the total number of hours from the time of commercial operation of the generating unit until the end of the month for generating units commencing operation in Month M, excluding the outage period of the generating unit under the approved maintenance plan for Month M.

93. Slow-start generating unit means a generating unit that is unable to start and synchronize with the grid in less than 30 minutes.

94. Electricity market website means the website used for announcing electricity market information.

95. Week T means the current week of electricity market operation.

96. Gas fuel limit exceedance means a case where the total capacity of the first price band with identical offer prices in the offers of gas turbine generating units submitted for day-ahead or next-interval scheduling, plus the minimum stable generation capacity of generating units of power plants indirectly participating in the electricity market scheduled for dispatch, exceeds the total capacity limit of such power plants calculated and converted from the gas limit. Gas fuel limit exceedance applies to dispatch scheduling and shall not be used to adjust the contracted electricity output of power plants.

97. Metering point means the location where the electricity metering system is installed to determine delivered and received electricity output for electricity market settlement, in compliance with the regulations on electricity transmission systems, electricity distribution systems, and electricity metering promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam and other relevant laws.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Chapter II

REGISTRATION FOR PARTICIPATION IN ELECTRICITY MARKET

Article 4. Responsibilities of generation units for participation in electricity market

1. Except for the power plants prescribed in Clauses 2 and 3 of this Article, generation units owning and operating the following power plants shall complete procedures for registration for direct participation in the electricity market, including:

a) Power plants with an installed capacity greater than 30 MW connected to the national power system (including BOT power plants whose contracts have expired and which have been transferred to Vietnam, and hydropower plants operating in cooperation with strategic multi-purpose hydropower plants as prescribed in Point b Clause 4 Article 51 of the Law on Electricity);

b) Hydropower plants with an installed capacity of 10 MW or more whose power purchase agreements under the avoided cost tariff have expired, including cascade hydropower plants;

c) Power plants using other renewable energy sources with an installed capacity of 10 MW or more whose power purchase agreements under the State’s incentive or preferential pricing mechanisms have expired;

d) Renewable energy power plants participating in the direct power trading mechanism through the national grid in accordance with regulations.

2. Power plants not prescribed in Clause 1 of this Article may choose to participate in the electricity market. Where they choose to directly participate in the electricity market, generation units shall:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

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

c) Comply with the requirements applicable to generation units participating in the electricity market under this Circular and relevant legislative documents.

3. Generation units owning and operating power plants that indirectly participate in the electricity market include:

a) BOT power plants with valid power purchase agreements;

b) Gas-fired thermal power plants subject to the constraint of maximum use of gas fuel sources;

c) Strategic multi-purpose hydropower plants;

d) Imported power sources;

dd) Power plants using other renewable energy sources, except for the cases prescribed in Clauses 1 and 2 of this Article, and renewable energy power plants participating in the direct power trading mechanism through private connection grids in accordance with regulations;

e) Power plants located in industrial parks that sell only part of, or do not sell, their electricity output to the national power system, except for the case prescribed in Clause 2 of this Article;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

h) Renewable energy power plants operating under the avoided cost tariff mechanism with valid power purchase agreements;

i) Pumped-storage hydropower plants;

k) Independent Battery Energy Storage Systems (BESS) serving the demand of the national power system.

4. Before November 1 of Year N, the power system and electricity market operation unit shall prepare lists of direct trading generation units, indirect trading generation units, and electricity purchasing units in the electricity market for Year N+1 for announcement to electricity market participants, and concurrently report them to the Electricity Authority of Vietnam for monitoring and supervision.

5. Generation units owning and operating power plants directly participating in the electricity market shall invest in and complete equipment systems for connection to the electricity market information system (including the offer system, dispatch order management system, electricity market settlement support system, and internal electricity market information network connection system), the SCADA/EMS system, the electricity metering system, and digital signatures, meeting the operational requirements of the electricity market and other requirements in accordance with regulations.

Article 5. Responsibilities of electricity wholesale units for participation in electricity market

1. Electricity wholesale units shall register for participation in the electricity market where they purchase electricity at metering points within the scope of the competitive wholesale electricity market prescribed in Article 77 of this Circular.

2. Electricity wholesale units shall invest in and complete equipment systems for connection to the electricity market information system, the electricity metering system, and remote metering data collection systems at boundary metering points within their management scope, as well as digital signatures, meeting the operational requirements of the electricity market and other systems in accordance with regulations.

Article 6. Time of participation in electricity market

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

a) From the first day of Month M, if the commercial operation date of the power plant is recognized before the 25th day of Month M-1;

b) From the first day of Month M+1, if the commercial operation date of the power plant is recognized from the 25th day to the last day of Month M-1.

2. Generation units owning and operating power plants whose power purchase agreements under the State’s incentive or preferential mechanisms have expired, including BOT power plants transferred to Vietnam, shall participate in the electricity market as follows:

a) From the first day of Month M, if the power purchase agreement under the regulations on the method for determining generation service prices; principles for calculating electricity prices for implementation of power projects; and principal contents of power purchase agreements promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam is concluded before the 25th day of Month M-1;

b) From the first day of Month M+1, if the power purchase agreement under the regulations on the method for determining generation service prices; principles for calculating electricity prices for implementation of power projects; and principal contents of power purchase agreements is concluded from the 25th day to the last day of Month M-1, unless the generation unit voluntarily registers for participation in the electricity market from the first day of Month M after fully satisfying the prescribed conditions.

3. Electricity wholesale units shall participate in the electricity market from the date on which they carry out electricity delivery, receipt, and purchase from the transmission grid.

Article 7. Registration for participation in electricity market by direct trading generation units and electricity wholesale units

1. For direct trading generation units

a) A generation unit may participate in the electricity market when it fully satisfies the following requirements:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

- It has completed acceptance testing and put into operation the systems prescribed in Clause 5 Article 4 of this Circular;

- It has completed the conclusion of the power purchase agreement, and the commercial operation date of the power plant has been recognized as agreed upon by the parties in the power purchase agreement;

- An agreement has been reached on the entity representing the cascade hydropower group in submitting offers, where the generation unit acts as the representative of the cascade hydropower group.

b) At least 7 working days before the latest date by which it is required to participate in the electricity market as prescribed in Article 6 of this Circular, the generation unit shall submit 1 set of the dossier for registration for participation in the electricity market for each power plant to the power system and electricity market operation unit via the electricity market website. The power system and electricity market operation unit shall provide guidance to units on the components of the dossier for registration for participation in the electricity market by generation units.

2. For electricity wholesale units

a) An electricity wholesale unit may participate in the electricity market when it satisfies the following requirements:

- Its electricity operation license remains valid;

- It satisfies the regulations on electricity metering at its boundary delivery and receipt metering points in accordance with regulations;

- It has completed acceptance testing and put into operation the remote metering data collection system at boundary metering points within its management scope, the internal electricity market information network connection system, and digital signatures.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 8. Inspection of dossiers for registration for participation in electricity market

1. Within 2 working days from the date of receipt of the dossier, the power system and electricity market operation unit shall inspect the completeness of the dossier for registration for participation in the electricity market and request the registering entity to supplement and complete the dossier if the dossier fails to satisfy the requirements prescribed in Article 7 of this Circular.

2. Within 3 working days from the date of receipt of a valid dossier, the power system and electricity market operation unit shall inspect the dossier and assess the entity’s eligibility for official participation in the electricity market.

3. Where the entity registering for participation in the electricity market has fully satisfied the conditions for participation in the electricity market, the power system and electricity market operation unit shall notify the registering entity and announce the information on the electricity market website at least 24 hours before the time such entity officially participates in the electricity market.

Article 9. Information on electricity market participants

1. Electricity market participants shall register their general information with the power system and electricity market operation unit.

2. The power system and electricity market operation unit shall develop and announce detailed requirements for information for registration for participation in the electricity market applicable to each type of electricity market participant.

3. Registration of meters and connection points

a) The power system and electricity market operation unit shall establish and maintain registration information on meters and connection points within the trading scope of the electricity market;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

c) The power system and electricity market operation unit shall cooperate with relevant electricity market participants in confirming the connection points and meters at the connection points of each electricity market participant;

d) Where there is any change in ownership of or responsibility for a connection point, the relevant electricity market participant shall notify the power system and electricity market operation unit.

4. The power system and electricity market operation unit shall retain and update registration information of all electricity market participants.

5. Where there is any change in registration information, the electricity market participant shall notify the power system and electricity market operation unit of such change.

6. The power system and electricity market operation unit shall update and announce registration information of electricity market participants, including any changes, and fully retain historical information and data.

7. The power system and electricity market operation unit shall report to the Electricity Authority of Vietnam cases of registration for participation in the electricity market, commencement of participation in the electricity market, or failure to carry out registration for participation in the electricity market in accordance with regulations.

8. On a monthly basis, the power system and electricity market operation unit shall update, consolidate, and report to the Electricity Authority of Vietnam when an entity registers for participation in the electricity market or when there is any change relating to the participation of an electricity market participant, including: the registration status and results of assessment of registration dossiers of new members, cases of failure to carry out registration for participation in the electricity market in accordance with regulations, changes in registration information, or cessation of participation in the electricity market by electricity market participants.

Article 10. Termination of participation in electricity market

1. Cases of termination of participation in the electricity market

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

- At the request of the generation unit owning and operating the power plant where the power plant completely ceases operation or where the power plant does not maintain and is unable to restore the installed capacity stated in the information registered for participation in the electricity market within 1 year;

- The electricity operation license in the field of electricity generation of the power plant is revoked or expires.

b) An electricity wholesale unit no longer purchases electricity at the delivery and receipt points within the scope of the electricity market, or its electricity operation license in the field of electricity wholesale or retail is revoked or expires.

2. Where an electricity operation license is revoked, the time of termination of participation in the electricity market by the generation unit or electricity wholesale unit shall be counted from the time such electricity operation license is revoked under the decision of the competent authority. In other cases, at least 30 days before the intended time of termination of participation in the electricity market, the electricity market participant shall send a written request for termination of participation in the electricity market to the power system and electricity market operation unit.

3. Within 10 days from the date of receipt of the written notice requesting termination of participation in the electricity market from an electricity market participant, the power system and electricity market operation unit shall consider and decide thereon, and report to the Electricity Authority of Vietnam for supervision of implementation.

4. The power system and electricity market operation unit shall retain the dossier and announce information on the electricity market website regarding the termination of the electricity market participant's participation in the electricity market.

Article 11. Dispatch of power plants not yet directly participating in electricity market and power plants indirectly participating in electricity market

1. For power plants that have not been issued an electricity operation license, or whose electricity operation license has expired or has been revoked, the power system and electricity market operation unit shall not dispatch such power plants to generate electricity to the national power system, except where urgent situations arise that seriously threaten the ability to ensure electricity supply and are approved by the Minister of Industry and Trade of Vietnam in accordance with regulations.

2. For power plants or generating units of power plants that have been issued an electricity operation license:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

- A supply-demand imbalance occurs in the power system or dispatch is necessary to ensure electricity supply;

- Dispatch is necessary to satisfy downstream water supply requirements under inter-reservoir operation procedures, single-reservoir operation procedures, or at the request of a competent state authority, for hydropower plants;

- Dispatch is necessary to prevent spilling, for hydropower plants.

b) For power plants that have an agreed commercial operation date and have submitted dossiers for registration for participation in the electricity market, or are awaiting the time of participation in the electricity market: they shall be dispatched as power plants indirectly participating in the electricity market;

c) For generating units of power plants that have an agreed commercial operation date or have entered official operation, while the remaining generating units have not yet been energized for the first time or remain under testing for commercial operation or official operation: they shall be dispatched as power plants indirectly participating in the electricity market.

3. Where dispatched by the power system and electricity market operation unit under Clauses 1 and 2 of this Article, the generation unit owning and operating the power plant or generating unit of the power plant shall be paid in accordance with the power purchase agreement or the agreement reached between the two parties.

Chapter III

PRINCIPLES FOR OPERATION OF ELECTRICITY MARKET

Article 12. Principles for operation of electricity market

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

2. Respect and guarantee the right of electricity sellers and purchasers in the electricity market to freely choose their trading counterparties and transaction methods.

3. The State shall regulate the operation of the competitive electricity market to ensure the sustainable development of the power system and satisfy the requirements for safe, stable, reliable, and efficient electricity supply.

Article 13. Trading day, trading interval, dispatch interval, and operating principles

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

2. A trading interval shall be 30 minutes, commencing at the beginning of each 30-minute period during the trading day. When infrastructure conditions are satisfied, the Ministry of Industry and Trade of Vietnam shall consider reducing the trading interval to less than 30 minutes.

3. A dispatch interval shall be 30 minutes, commencing at the beginning of each 30-minute period during the trading day. When infrastructure conditions are satisfied, the Ministry of Industry and Trade of Vietnam shall consider reducing the dispatch interval to less than 30 minutes, concurrently with the reduction of the trading interval prescribed in Clause 2 of this Article.

4. During participation in the electricity market, all units shall comply with this Circular and follow the dispatch instructions of the power system and electricity market operation unit to ensure the stable operation of the electricity market, effective competition, and the stable, safe, and reliable operation of the power system.

5. Generation units shall cooperate with fuel supply units to ensure the availability of sufficient primary fuel to meet the operational and dispatch requirements of the national power system; and shall submit offers that satisfy fuel constraints and ensure the safe operation of the fuel supply system.

Article 14. Electricity trading nodes

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

a) For a generation unit, the trading node shall be the electricity delivery and receipt point between the power plant owned by the generation unit and the national power system;

b) For an electricity wholesale unit, the trading node shall be:

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

- The electricity delivery and receipt point, if any, between power plants participating in the electricity market and the distribution grid of the electricity purchasing unit;

- The electricity delivery and receipt point on the distribution grid with another electricity purchasing unit participating in the electricity market.

2. Generation units and electricity purchasing units shall register their trading nodes with the power system and electricity market operation unit during the registration process for participation in the electricity market. Where there is any change to existing trading nodes or any addition of new trading nodes, generation units and electricity purchasing units shall notify the power system and electricity market operation unit accordingly.

3. The power system and electricity market operation unit shall cooperate with relevant units in establishing, managing, and announcing the list of trading nodes corresponding to each electricity market participant.

4. The power system and electricity market operation unit shall cooperate with relevant units in establishing and managing the list of electricity meters for each trading node to determine the electricity output traded in the electricity market at such trading node during each trading interval.

Article 15. Offer price limits

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

2. For thermal generating units

a) The offer price cap of a thermal generating unit shall be determined annually, adjusted monthly, and calculated based on the following factors:

- The heat rate of the generating unit;

- The efficiency degradation factor over the operating period of the generating unit;

- Fuel prices;

- The variable price under the power purchase agreement.

b) The offer floor price of a thermal generating unit shall be VND 0/kWh.

3. For hydropower generating units:

a) The offer price cap of a hydropower generating unit shall be prescribed in Article 44 of this Circular;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 16. Market prices applicable to direct trading generation units

1. Market energy price applicable to generation units

a) The power system and electricity market operation unit shall calculate the market energy price after the operating period based on the unconstrained scheduling method;

b) The market energy price shall not exceed the electricity market price cap.

2. Market capacity price applicable to generation units

a) The power system and electricity market operation unit shall calculate the market capacity price during the preparation of the operation plan for the following year, and such price shall remain unchanged throughout the applicable year;

b) The market capacity price shall be calculated on the principle of ensuring that the best new entrant fully recovers its variable costs and fixed costs.

3. The full market electricity price applicable to generation units shall be the sum of the following 2 components:

a) The market energy price applicable to generation units;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 17. Determination of contracted electricity output

1. General provisions

a) The generation unit and the electricity purchasing unit shall negotiate, agree upon, and specify in the power purchase agreement either the contracted electricity output or the percentage of electricity output settled at the contract price, within the range prescribed in Point b of this Clause, for determining the annual contracted electricity output or the contracted electricity output for each year of a multi-year period. Based on the annual contracted electricity output agreed upon in the power purchase agreement, the generation unit and the electricity purchasing unit shall calculate and agree on the allocation of the contracted electricity output to each month of the year.

Where the generation unit and the electricity purchasing unit agree on the annual and monthly contracted electricity output, they shall notify the power system and electricity market operation unit of the agreed contents in writing so that the power system and electricity market operation unit may allocate the contracted electricity output to each trading interval. Where the generation unit and the electricity purchasing unit only agree on the percentage of electricity output settled at the contract price, they shall notify the power system and electricity market operation unit, which shall calculate and allocate the contracted electricity output in accordance with this Circular.

b) The percentage of electricity output settled at the contract price shall not exceed 100% and shall not be lower than 60%.

c) For long-term contracted electricity output:

- Annually, the power system and electricity market operation unit shall calculate scenarios for long-term contracted electricity output for the subsequent 5-year period based on: updated forecasts of the national power system load demand and regional load demand; available capacity and projected dispatched electricity output of power plants in the national power system; take-or-pay obligations (if any); approved power development planning; projected electricity prices of power plants provided by the electricity purchasing unit; and other appropriate input data;

- Based on the long-term contracted electricity output scenarios calculated by the power system and electricity market operation unit, the generation unit and the electricity purchasing unit shall negotiate and agree on the long-term contracted electricity output in the power purchase agreement;

- The selected long-term contracted electricity output option shall ensure transparency, reasonableness, consistency with the power system development plan, and the objectives of safe, stable, reliable, and economically and technically optimal operation of the national power system;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

2. For power plants having power purchase agreements with EVN

a) Where the generation unit and EVN agree on the annual and monthly contracted electricity output, both parties shall provide such information to the power system and electricity market operation unit for calculation and allocation of the contracted electricity output to each trading interval in accordance with Clause 3 Article 38 of this Circular.

b) Where the generation unit and EVN agree on the percentage of electricity output settled at the contract price but have not agreed on the annual contracted electricity output; or fail to reach agreement on the annual and monthly contracted electricity output, and in the case prescribed in Clause 5 of this Article:

- For thermal power plants, the power system and electricity market operation unit shall calculate the minimum contracted electricity output for Year N+1 and allocate such minimum contracted electricity output to the months of Year N+1 in accordance with Article 29 of this Circular; calculate the monthly contracted electricity output of the thermal power plant in accordance with Clause 1 Article 38 of this Circular; and allocate such output to each trading interval in accordance with Clause 3 Article 38 of this Circular;

- For hydropower plants, the power system and electricity market operation unit shall calculate the monthly contracted electricity output in accordance with Clause 2 Article 38 of this Circular and the contracted electricity output for each trading interval in accordance with Clause 3 Article 38 of this Circular.

3. For power plants having power purchase agreements with EVN and allocated to electricity wholesale units, and power plants having power purchase agreements with electricity wholesale units

a) Where the parties agree on the annual and monthly contracted electricity output, they shall provide such information to the power system and electricity market operation unit for calculation and allocation of the contracted electricity output to each trading interval in accordance with Article 40 of this Circular.

b) Where the parties agree on the percentage of electricity output settled at the contract price but have not agreed on the annual contracted electricity output; or fail to agree on the annual and monthly contracted electricity output, and in the case prescribed in Clause 5 of this Article, the power system and electricity market operation unit shall calculate the minimum annual contracted electricity output, the minimum monthly contracted electricity output, and the monthly contracted electricity output in accordance with Articles 29, 30, and 38 of this Circular, and allocate such output to each trading interval in accordance with Article 40 of this Circular.

4. For new power plants (commencing commercial operation after the effective date of this Circular)

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

b) Where the generation unit and the electricity purchasing unit fail to agree on the contracted electricity output for the remaining months of the year, the power system and electricity market operation unit shall calculate such output in accordance with Clause 1 or Clause 2 Article 38 of this Circular.

c) Contracted electricity output for each trading interval: Unless otherwise agreed between the generation unit and the electricity purchasing unit, the contracted electricity output for each trading interval of the power plant shall be determined by the power system and electricity market operation unit during the preparation of the operation plan for the following month, based on the allocation of the monthly contracted electricity output to the trading intervals of that month in accordance with Clause 3 Article 38 and Article 40 of this Circular.

5. For power plants having entered into a power purchase agreement but failing to reach agreement with EVN or an electricity wholesale unit on either the percentage of electricity output settled at the contract price or the annual contracted electricity output for Year N+1 as prescribed in Clause 1 of this Article for submission to the power system and electricity market operation unit before November 15 of Year N:

a) The generation unit and the electricity purchasing unit shall propose the percentage of electricity output settled at the contract price and the contracted electricity output, report such proposal to the Electricity Authority of Vietnam, and provide it to the power system and electricity market operation unit before November 20 each year;

b) Based on the reports of the generation unit and the electricity purchasing unit, the power system and electricity market operation unit shall propose options for the percentage of electricity output settled at the contract price for the following year in accordance with Point b Clause 1 of this Article and report them to the Electricity Authority of Vietnam;

c) Where the parties still fail to reach agreement on the percentage of electricity output settled at the contract price or on the annual or monthly contracted electricity output: before December 10 of Year N, based on the calculation results of the power system and electricity market operation unit under Point b of this Clause, the Electricity Authority of Vietnam shall assess, appraise, and submit to the Ministry of Industry and Trade of Vietnam for approval the percentage of electricity output settled at the contract price for Year N+1 for application by the parties during the period in which no agreement has been reached, specifically as follows:

- The percentage of electricity output settled at the contract price approved by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam shall be determined in accordance with the principle prescribed in Point b Clause 1 of this Article, be appropriate to each stage of development of the electricity market, and ensure a balance of interests between the electricity purchaser and the electricity seller;

- Based on the percentage of electricity output settled at the contract price announced by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam, the power system and electricity market operation unit shall calculate the minimum annual contracted electricity output and minimum monthly contracted electricity output in accordance with Article 29 of this Circular, and the monthly contracted electricity output in accordance with Clauses 1 and 2 Article 38 of this Circular, and notify the generation unit and the electricity purchasing unit for implementation in accordance with this Circular.

d) During the period in which the percentage of electricity output settled at the contract price approved by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam is applied, the generation unit and the electricity purchasing unit shall continue negotiating the contracted electricity output for the remaining months of the year. Where the generation unit and the electricity purchasing unit reach agreement on the contracted electricity output for the remaining months of the year, they shall provide such information to the power system and electricity market operation unit for calculation and announcement. At the time when the power system and electricity market operation unit calculates and announces the contracted electricity output, if the generation unit and the electricity purchasing unit still fail to reach agreement on the contracted electricity output, the parties shall implement the contracted electricity output as calculated and announced by the power system and electricity market operation unit.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

a) Adjustment of monthly contracted electricity output:

- Where the generation unit and the electricity purchasing unit agree on the monthly contracted electricity output, or agree on the contents relating to the adjustment of the monthly contracted electricity output (including adjustment cases and adjustment principles) before the operating month, the adjustment of the monthly contracted electricity output shall be carried out in accordance with the agreement between the parties. The parties shall notify the power system and electricity market operation unit of the agreed contents for the operation of the electricity market;

- Where the monthly contracted electricity output of thermal power plants is calculated by the power system and electricity market operation unit in accordance with Clause 1 Article 38 of this Circular, and there is no other agreement between the generation unit and the electricity purchasing unit regarding adjustment of the monthly contracted electricity output, the adjustment of the contracted electricity output shall be carried out in accordance with the principles prescribed in Article 37 of this Circular.

b) Adjustment of contracted electricity output for each trading interval:

- Where the generation unit and the electricity purchasing unit agree on the principles for adjustment of the contracted electricity output for each trading interval (including adjustment cases and adjustment principles) before the power system and electricity market operation unit calculates and announces the contracted electricity output for each trading interval, such adjustment shall be carried out in accordance with the agreement between the parties. The parties shall notify the power system and electricity market operation unit of the agreed contents for the operation of the electricity market;

- Where the contracted electricity output for each trading interval is calculated by the power system and electricity market operation unit in accordance with Articles 39 and 40 of this Circular, and there is no other agreement between the generation unit and the electricity purchasing unit regarding adjustment of the contracted electricity output for each trading interval, such adjustment shall be carried out in accordance with the principles prescribed in Article 39 of this Circular.

Article 18. Operation and dispatch of power sources

1. The operation and dispatch of power sources in the power system shall comply with the following requirements:

a) Ensure the power system operates safely, stably, reliably, continuously, and satisfies electricity load demand;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

- Technical requirements of the power system and operating standards for electrical equipment, ensuring voltage, frequency, and grid stability in accordance with the regulations on electricity transmission systems, electricity distribution systems, and electricity metering promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam;

- Technical constraints of the primary fuel supply system as provided and announced by the fuel supply unit;

- Downstream water supply requirements or water level constraints prescribed in the inter-reservoir operation procedures, reservoir operation procedures, or as required by competent state authorities;

c) Give priority to testing programs for commissioning generating units and power plants into official operation;

d) Give priority to hydropower plants located in areas directly affected by typhoons, tropical depressions, and other hazardous weather phenomena to ensure the safety of relevant works and downstream areas;

dd) Ensure compliance with take-or-pay obligations and primary fuel consumption constraints for electricity generation approved by competent state authorities (if any);

e) Optimize the technical-economic performance of the power system.

2. The following cases constitute an overload or generation surplus in the power system:

a) During operation planning, where the aggregate minimum stable generation capacity of grid-connected thermal generating units, or the capacity required to maintain the technical constraints of grid-connected power sources, together with the forecast output of renewable energy sources and the capacity of hydropower plants currently discharging water, at risk of spillage, or required to satisfy downstream water supply demand in a region, area, or the entire power system during a trading interval, exceeds the regional load plus the interconnection transmission capacity limit between regions or the forecast system load

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

3. Where an overload or generation surplus occurs in the power system as prescribed in Clause 2 of this Article, the power system and electricity market operation unit shall cooperate with dispatch authorities at all levels to comply with Clause 1 of this Article and shall adjust dispatched capacity in the following order:

a) Operate available Battery Energy Storage Systems (BESS) to absorb electricity from power sources during periods of generation surplus or overload for storage and discharge the stored electricity when required by the power system;

b) Reduce the generation output of thermal generating units in descending order of variable costs, except for thermal generating units of gas-fired thermal power plants subject to the constraint of maximum use of gas fuel sources and thermal power plants subject to take-or-pay obligations;

c) Reduce generation output or shut down generating units of hydropower plants that are not discharging water (except for hydropower plants at risk of spillage specified in Point i), in ascending order of the ratio of remaining storage volume to allowable storage capacity, except for generating units of imported hydropower plants subject to take-or-pay obligations;

d) Shut down slow-start generating units in the following order: generating units voluntarily requesting shutdown; generating units unable to support the power system in overload relief and voltage regulation; according to the generating unit offer price (applicable only to day-ahead, intra-day, and next trading interval scheduling); according to variable costs, from highest to lowest; where slow-start generating units have identical variable costs, shutdown shall be based on start-up costs, from lowest to highest;

dd) Reduce the generation output of biomass power plants;

e) Reduce generation output or shut down generating units or power plants having contractual provisions requiring reduction or shutdown before other power plants (such conditions being specified in the connection agreement or the power purchase agreement);

g) Reduce the generation output of all or part of grid-connected wind power plants, grid-connected solar power plants, and medium-voltage grid-connected rooftop solar power systems, except for the power plants specified in Point n of this Clause and imported renewable energy power plants subject to take-or-pay obligations;

h) Reduce the generation output of waste-to-energy power plants that still have the capability to store primary fuel;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

k) Reduce or shut down the offer floor price capacity of hydropower plants directly participating in the electricity market and hydropower plants indirectly participating in the electricity market that are at risk of spillage, in ascending order of the ratio of remaining storage volume to allowable storage capacity, taking into account the operating characteristics of generating units, reservoir-specific characteristics, and impacts on downstream areas;

l) Shut down thermal generating units of gas-fired thermal power plants subject to the constraint of maximum use of gas fuel sources and power plants subject to fuel take-or-pay obligations, in descending order of variable costs, taking into account the operating characteristics of each type of source and their capability to support the power system in overload relief and voltage regulation;

m) Reduce the generation output of hydropower plants directly participating in the electricity market that are discharging water and offering at the offer floor price, and hydropower plants indirectly participating in the electricity market that are discharging water;

n) Reduce the generation output of power plants or part of power plants undergoing testing for recognition of their commercial operation date or entry into official operation.

4. For generating units of power plants within the same group specified in Points dd, g, h, i, l, and m Clause 3 of this Article, generation output reduction shall be implemented on the principle of proportionally allocating the required reduction according to rated capacity, available capacity, declared capacity, or forecast capacity (depending on the power source type and dispatch method), without regard to price criteria.

5. Where an overload or generation surplus occurs in the power system, and dispatched capacity must be adjusted in accordance with Clause 3 of this Article:

a) No reduction or shutdown shall be applied to hydropower plants that must be dispatched to ensure the safety of relevant works and downstream areas due to the direct impact of typhoons, tropical depressions, or other hazardous weather phenomena according to official bulletins issued by the National Center for Hydro-Meteorological Forecasting or a Regional Hydro-Meteorological Station;

b) Uniform reductions shall be applied across renewable energy sources and hydropower plants discharging water where the surplus generation capacity is substantial, occurs over multiple trading intervals in a day, and continues for several consecutive days.

6. Power purchase agreement information

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

b) The power system and electricity market operation unit shall use the information provided under Point a of this Clause solely for the purposes of operating and dispatching generating units and power plants in the national power system, while ensuring compliance with applicable information confidentiality requirements.

Chapter IV

ELECTRICITY MARKET OPERATION PLANS

Section 1. OPERATION PLAN FOR THE FOLLOWING YEAR

Article 19. Operation plan for the following year

1. The power system and electricity market operation unit shall prepare the electricity market operation plan for the following year, including the following principal contents:

a) Selection of the best new entrant;

b) Calculation of the market capacity price;

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

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

dd) Determination of options for the electricity market price cap

e) Calculation of the annual planned output, the minimum annual contracted electricity output, and allocation of the minimum annual contracted electricity output to the months of the year for thermal power plants that have not reached agreement on the annual or monthly contracted electricity output.

Detailed contents of the electricity market operation plan for the following year are prescribed in Appendix I enclosed with this Circular.

2. The power system and electricity market operation unit shall use the electricity market simulation model to calculate the contents prescribed in Clause 1 of this Article. The input parameters used for simulation of thermal generating units in the electricity market shall include the variable costs of the generating units determined under Clause 3 of this Article, hydrological characteristics, technical characteristics of hydropower plants, constraints prescribed for preparation of the operating mode of the national power system under the regulations on dispatching, operation, switching operations, incident handling, black start, and restoration of the national power system promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam, take-or-pay obligations, and constraints relating to secondary frequency control services.

3. The variable cost of a thermal generating unit shall be determined as follows:

a) Where the heat rate is specified in the power purchase agreement, the variable cost of the generating unit shall be determined as follows:

Where:

VC_b : Variable cost of the generating unit (VND/kWh);

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

:Variable price component adjusted according to fluctuations in the cost of auxiliary fuel (oil) of the power plant (VND/kWh);

: Variable price component adjusted according to other changes affecting the power plant (VND/kWh).

- The variable price component adjusted according to fluctuations in the cost of the primary fuel of the power plant shall be determined using the following formula:

Where:

: Variable price component adjusted according to fluctuations in the cost of the primary fuel of the power plant (VND/kWh);

: Average heat rate of the primary fuel of the generating unit as specified in the power purchase agreement (kg/kWh, BTU/kWh, or kcal/kWh);

: Primary fuel price, including transportation, storage, and regasification costs, where applicable (VND/kcal, VND/BTU, or VND/kg).

- The variable price component adjusted according to fluctuations in the cost of the auxiliary fuel of the power plant shall be determined using the following formula:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

: Variable price component adjusted according to fluctuations in the cost of the auxiliary fuel of the power plant (VND/kWh);

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

: Auxiliary fuel price, including transportation charges and other applicable fees (VND/kg).

- The average heat rate of the primary and auxiliary fuels shall be provided by the electricity purchasing unit and adjusted by the efficiency degradation factor. Where the heat rate specified in the power purchase agreement is the average heat rate over the entire project life, no adjustment shall be made by the efficiency degradation factor. Where the power purchase agreement specifies only the heat rate curve at different loading levels, the heat rate of the generating unit shall be determined at the loading level corresponding to the long-term average electricity output of the power plant specified in the power purchase agreement.

Where the thermal generating unit has no heat rate specified in the power purchase agreement, it shall be determined based on the heat rate of a reference power plant in the same group that has the same generation technology, installed capacity, and manufacturer. The power system and electricity market operation unit shall calculate the fuel consumption rate or heat rate of such reference power plant.

- The efficiency degradation factor of a thermal generating unit shall be the efficiency degradation factor specified in the power purchase agreement and provided by the electricity purchasing unit.

Where no efficiency degradation factor is specified in the power purchase agreement, the efficiency degradation factor of the reference power plant in the same group, as determined by the power system and electricity market operation unit, shall apply.

- The other variable price component of the power plant (VND/kWh) shall be determined in accordance with the power purchase agreement.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

c) The basis for determining the price components and costs used in calculating the variable price or variable cost for Year N shall be as follows:

- Fuel prices applicable to Year N as announced by or determined in accordance with the guidance of the competent authority;

- Fuel prices applicable to Year N in accordance with the power purchase agreement and the fuel supply agreement. Where fuel prices depend on the fuel supply plan and/or fuel price indices, the generation unit and the fuel supply unit shall provide the electricity purchasing unit with the fuel supply plan and/or fuel price indices for consideration during the determination of the projected fuel price for Year N;

- Fuel prices based on electricity payment dossiers for the 3 most recent months preceding the time of submission of data for preparation of the operation plan for Year N, taking into account factors affecting fuel prices in Year N. Where, at the time of preparation of the operation plan for Year N, the electricity payment dossier reflecting the fully calculated fuel price for the most recent month is not yet available (because the payment dossier does not yet reflect the full fuel price under the fuel supply agreement), the average monthly fuel price calculated from invoices in accordance with the fuel supply agreement may be used;

- Where the variable cost or fuel consumption rate specified in the power purchase agreement is determined at different loading levels, the 85% loading level of the power plant shall be applied in calculating the projected variable price and variable cost for Year N.

4. Before October 25 each year, the power system and electricity market operation unit shall solicit comments from EVN, generation units, electricity wholesale units, and other relevant entities on the electricity market operation plan for the following year.

5. Before November 5 each year, the consulted entities shall provide comments on the electricity market operation plan for the following year to the power system and electricity market operation unit for finalization.

6. Before November 15 each year, based on the comments received, the power system and electricity market operation unit shall finalize the calculations and submit the electricity market operation plan for the following year (including calculation results, input data, and explanatory notes as prescribed in this Circular) to the Electricity Authority of Vietnam for appraisal.

7. Before December 10 each year, the Electricity Authority of Vietnam shall submit the electricity market operation plan for the following year to the Ministry of Industry and Trade of Vietnam for consideration and approval, including the following contents:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

b) The percentage of electricity output settled at the contract price (alpha factor) applicable during the period in which the parties have not yet negotiated and agreed on the contracted electricity output and the alpha factor;

c) The best new entrant;

d) The electricity market price cap for the following year;

dd) The market capacity price for the following year.

Article 20. Classification of hydropower plants

1. Hydropower plants in the electricity market shall be classified as follows:

a) Strategic multi-purpose hydropower plants;

b) Cascade hydropower groups;

c) Hydropower plants with reservoirs having a regulating capacity of 2 days or more;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

For hydropower plants using water from irrigation reservoirs for electricity generation and subject to special requirements imposed by competent state authorities, the power system and electricity market operation unit shall report to the Ministry of Industry and Trade of Vietnam for consideration and decision on the form of participation of such power plants in the electricity market for that year.

2. Annually, the power system and electricity market operation unit shall classify and update the list of hydropower plants prescribed in Clause 1 of this Article.

Article 21. Electricity load demand forecasting for preparation of operation plans for the following year

1. The power system and electricity market operation unit shall forecast electricity load demand for preparation of the operation plan for the following year in accordance with the method prescribed in the regulations on dispatching, operation, switching operations, incident handling, black start, and restoration of the national power system promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam. The forecast data for electricity load demand used for preparing the operation plan for the following year shall include:

a) Total electricity load demand of the national power system and the load demand of the Northern, Central, and Southern regions for the entire year and for each month of the year;

b) Electricity load curves of typical days for the Northern, Central, and Southern regional power systems and the entire national power system for each month of the year;

c) The maximum and minimum demand of the national power system load for each month.

2. Where the report on the calculation of the annual operation plan and operating mode of the national power system, approved by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam, contains multiple electricity load demand forecast options or scenarios, the power system and electricity market operation unit shall calculate and select one forecast option for preparation of the electricity market operation plan for the following year in accordance with one of the following options:

a) The electricity load demand forecast option having a higher growth rate and being closest to the average electricity load growth rate over the preceding 3 years. In determining the average electricity load growth rate over the preceding 3 years, years with abnormal fluctuations caused by force majeure events (such as natural disasters or epidemics) may be excluded;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

3. Electricity wholesale units shall forecast electricity load demand for the following year and submit the forecast to the power system and electricity market operation unit in accordance with the regulations on dispatching, operation, switching operations, incident handling, black start, and restoration of the national power system promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

Article 22. Auxiliary services for operation plans for the following year

1. The types of auxiliary services for power system operation in the electricity market include:

a) Secondary frequency control;

b) Fast start;

c) Voltage control;

d) Black start;

dd) Must-run operating reserve.

2. The power system and electricity market operation unit shall determine the demand for auxiliary services in accordance with the regulations on electricity transmission systems, electricity distribution systems, and electricity metering and the regulations on dispatching, operation, switching operations, incident handling, black start, and restoration of the national power system, both promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

1. The power system and electricity market operation unit shall use the electricity market simulation model to determine the annual average load factor of power plants.

2. Based on the annual average load factor obtained from the simulation results, the power system and electricity market operation unit shall classify base-load, intermediate-load, and peak-load power plants into the following 3 groups:

a) Base-load power plants, including power plants having an annual average load factor of 60% or greater;

b) Intermediate-load power plants, including power plants having an annual average load factor greater than 25% but less than 60%;

c) Peak-load power plants, including power plants having an annual average load factor of 25% or less.

Article 24. Determination of offer price cap for thermal generating units

1. Where heat rate data are available

a) The offer price cap of a thermal generating unit shall be determined according to the following formula:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

P_tr: Offer price cap of the thermal generating unit (VND/kWh);

K_DC: Adjustment coefficient for the offer price cap based on the classification of thermal power plants. For base-load power plants, K_DC = 0%; for intermediate-load power plants, K_DC = 5%; for peak-load power plants, K_DC = 20%;

P_NLC: Primary fuel price (including transportation cost of the primary fuel) of the thermal generating unit (VND/kcal, VND/BTU, or VND/kg);

P_NLP: Auxiliary fuel price of the thermal generating unit (VND/kcal, VND/BTU, or VND/kg);

P^bd_khac: Other variable price component adjusted for other changes as determined under the power purchase agreement (VND/kWh);

HR_C: Heat rate of the primary fuel at the average loading level of the thermal generating unit (BTU/kWh, kcal/kWh, or kg/kWh);

HR_P: Heat rate of the auxiliary fuel at the average loading level of the thermal generating unit (BTU/kWh, kcal/kWh, or kg/kWh).

b) Fuel price parameters of thermal generating units shall be determined in accordance with Clause 3 Article 19 of this Circular.

c) The primary fuel price shall be provided by the electricity purchasing unit to the power system and electricity market operation unit before September 1 of Year N-1.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

a) The offer price cap of a thermal generating unit shall be determined according to the following formula:

Where:

P_tr: Offer price cap of the thermal generating unit (VND/kWh);

K_DC: Adjustment coefficient for the offer price cap based on the classification of thermal power plants. For base-load power plants, K_DC = 0%; for intermediate-load power plants, K_DC = 5%; for peak-load power plants, K_DC = 20%;

: Variable price (including transportation cost of the primary fuel) for Year N under the power purchase agreement of the power plant (VND/kWh).

b) The variable price (including transportation cost of the primary fuel) used for calculating the offer price cap shall be the projected variable price for Year N provided by the electricity purchasing unit to the power system and electricity market operation unit.

3. The power system and electricity market operation unit shall announce the input data and calculation results for the offer price cap of thermal generating units.

Article 25. Determination of electricity market price cap applicable to generation units

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

2. The electricity market price cap for Year N shall not exceed 115% of the highest offer price cap among thermal generating units directly submitting offers in the electricity market, and shall not be lower than the average variable cost of thermal generating units directly submitting offers in the electricity market, excluding generating units subject to dispatch constraints arising from take-or-pay obligations or fuel supply capability.

3. The option for the electricity market price cap applicable to Year N shall be selected in accordance with the following principles:

a) Ensuring the technical-economic optimization of the power system and the electricity market, while balancing the interests of the electricity purchaser and the electricity seller in the electricity market;

b) Ensuring consistency with the selection of the best new entrant for determining the market capacity price, with the objective of enabling full recovery of electricity generation costs and encouraging power plants to participate in the electricity market.

Article 26. Selection of the best new entrant;

1. The best new entrant for Year N shall be a power plant participating in the electricity market that satisfies all of the following criteria:

a) Commenced commercial operation of its entire installed capacity in Year N-1, except for the case specified in Clause 3 of this Article;

b) Classified as a base-load power plant in accordance with the criteria prescribed in Clause 2 Article 23 of this Circular;

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

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

2. The electricity purchasing unit shall prepare a list of power plants satisfying the criteria prescribed in Points a and c Clause 1 of this Article and provide the power system and electricity market operation unit with the power purchase agreement data of such power plants or the data agreed upon with the generation unit for determining the best new entrant. The information provided shall include:

a) The variable price for Year N;

b) The fixed price for Year N agreed in the power purchase agreement and applicable to settlement during Year N;

c) The agreed electricity output used for calculating the contract price.

3. Where fewer than 3 power plants satisfy the criteria prescribed in Points a, b, and c Clause 1 of this Article, the power system and electricity market operation unit shall supplement the list with the best new entrants selected for Year N-1, in order of the most recent commercial operation dates, until the list contains 3 power plants, and shall request the electricity purchasing unit to update and resubmit the information prescribed in Clause 2 of this Article for calculation and selection of the best new entrant for Year N.

4. The power system and electricity market operation unit shall calculate the average full generation cost of each power plant satisfying the criteria prescribed in Points a, b, and c Clause 1 of this Article using the following formula:

Where:

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

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

: Variable price for Year N under the power purchase agreement of the power plant (VND/kWh);

: Agreed electricity output used for calculating the contract price for Year N of the power plant (kWh);

: Projected electricity output in Year N of the power plant determined from the electricity market simulation model using the constrained scheduling method (kWh).

5. The list of best new entrants shall be ranked in ascending order of average full generation cost. The best new entrant selected for Year N shall be the power plant having the lowest average full generation cost as determined in accordance with Clause 4 of this Article.

Article 27. Principles for determining market capacity price

1. Ensure that the best new entrant fully recovers its electricity generation costs when participating in the electricity market.

2. Ensure that the market capacity price is proportional to the forecast load demand of the national power system for each trading interval.

Article 28. Procedure for determining market capacity price

The power system and electricity market operation unit shall determine the market capacity price in accordance with the following procedure:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

a) Determine the projected market revenue of the best new entrant for Year N using the following formula:

Where:

R_TTD: Projected revenue from the market energy price of the best new entrant in Year N (VND);

i: Trading interval i in Year N;

I: Total number of trading intervals in Year N;

SMP_i: Projected market energy price for trading interval i in Year N, determined from the electricity market simulation model using the unconstrained scheduling method (VND/kWh);

: Projected electricity output at the metering point of the best new entrant during trading interval i in Year N, determined from the electricity market simulation model using the constrained scheduling method (kWh).

b) Determine the total annual electricity generation cost of the best new entrant using the following formula:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

TC_BNE: Total annual electricity generation cost of the best new entrant in Year N (VND);

P_BNE: Average full generation cost per kWh of the best new entrant, determined in accordance with Clause 4 Article 26 of this Circular (VND/kWh);

i: Trading interval i in Year N;

I: Total number of trading intervals in Year N.

c) The annual revenue shortfall of the best new entrant shall be determined using the following formula:

AS = TC_BNE - R_TTD

Where:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

TC_BNE: Total annual electricity generation cost of the best new entrant in Year N, determined under Point b of this Clause (VND);

R_TTD: Projected revenue from the market energy price of the best new entrant in Year N, determined under Point a of this Clause (VND).

d) Where the calculated annual revenue shortfall is negative under the option with the lowest electricity market price cap, the power system and electricity market operation unit shall report to the Electricity Authority of Vietnam for selection of the next best new entrant in the list of new power plants prescribed in Article 26 of this Circular and recalculate the results, or review the list of power plants participating in the electricity market to determine an electricity market price cap consistent with this Circular.

2. Determination of the monthly revenue shortfall

The monthly revenue shortfall of the best new entrant shall be determined by allocating the annual revenue shortfall among the months of Year N using the following formula:

Where:

M: Month M of Year N;

MS: Monthly revenue shortfall of the best new entrant (VND);

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

: Peak system load in Month M (MW).

3. Determination of the market capacity price for each trading interval

a) Determine the average annual available capacity of the best new entrant using the following formula:

Where:

: Average annual available capacity of the best new entrant in Year N (kW);

I: Total number of trading intervals in Year N;

i: Trading interval during which the best new entrant is projected to be dispatched;

: Projected dispatched capacity of the best new entrant during trading interval i in Year N, determined from the electricity market simulation model using the constrained scheduling method and converted to the metering point (kW).

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

I: Total number of trading intervals in Month t;

i: Trading interval i in Month t;

CAN_i: Market capacity price for trading interval i (VND/kWh);

: Average annual available capacity of the best new entrant in Year N (kW);

MS^M: Monthly revenue shortfall of the best new entrant in Month M (VND);

: Forecast system load for trading interval i according to the forecast typical day load curve for Month M (MW);

ΔT: Duration of 1 trading interval (minutes).

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

1. Determination of the minimum annual contracted electricity output

a) The total minimum annual contracted electricity output of a thermal power plant shall be calculated using the following formula:

Qc_tt = a x α x GO

Where:

Qc_tt : Total minimum annual contracted electricity output for Year N (kWh);

GO: Long-term average electricity output of the power plant as specified in the power purchase agreement (kWh);

a: Annual generation output adjustment factor applicable separately to coal-fired thermal power plants and gas-fired thermal power plants, as prescribed by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam after considering the proposal of the power system and electricity market operation unit and the opinions of relevant entities. The factor a shall be selected on the principle of ensuring consistency with the selected alpha factor, ensuring that the calculated total minimum contracted electricity output appropriately reflects primary fuel constraints, contributes to ensuring electricity supply, and balances the interests of the electricity purchaser and the electricity seller;

α: Percentage of electricity output settled at the contract price applicable to Year N (%).

b) For thermal power plants, offshore wind power plants, and new energy power plants eligible for the long-term minimum contracted electricity output mechanism under the regulations on power development planning, power supply network development plans, investment in construction of power projects, and bidding for selection of investors in electricity business projects, and the regulations on the development of renewable energy and new energy promulgated by the Government of Vietnam, together with the relevant amending, supplementing, or replacing legal documents, the following shall apply:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

- Where the total minimum annual contracted electricity output for Year N is lower than the long-term minimum contracted electricity output, the total minimum annual contracted electricity output for Year N shall be adjusted to the long-term minimum contracted electricity output specified in the power purchase agreement.

2. Determination of the minimum monthly contracted electricity output

The minimum monthly contracted electricity output of a thermal power plant shall be determined during the preparation of the operation plan for the following year as follows:

a) The electricity market simulation model prescribed in Clause 2 Article 19 of this Circular shall be used, applying the constrained scheduling method, to determine the projected monthly electricity output of the power plant;

b) The minimum monthly contracted electricity output shall be determined using the following formula:

Where:

: Minimum contracted electricity output of the power plant for Month M (kWh);

Qctt: Total minimum annual contracted electricity output of the power plant (kWh);

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where the monthly available output of the power plant is insufficient to meet the minimum monthly contracted electricity output, the minimum monthly contracted electricity output shall be adjusted to equal the monthly available output. The power system and electricity market operation unit shall allocate the difference to the remaining months of the year, ensuring that the total minimum annual contracted electricity output remains unchanged.

c) For thermal power plants, offshore wind power plants, and new energy power plants eligible for the long-term minimum contracted electricity output mechanism under the regulations on power development planning, power supply network development plans, investment in construction of power projects, and bidding for selection of investors in electricity business projects, and the regulations on the development of renewable energy and new energy promulgated by the Government of Vietnam, together with the relevant amending, supplementing, or replacing legal documents, the following shall apply:

- The minimum monthly contracted electricity output for Month M in Year N shall be determined in accordance with Points a and b of this Clause;

- Where the total minimum contracted electricity output for Month M in Year N is lower than the long-term minimum contracted electricity output determined for Month M, the total minimum contracted electricity output for Month M in Year N shall be adjusted to the corresponding long-term minimum contracted electricity output specified in the power purchase agreement (if any).

3. For a new thermal power plant commencing participation in the electricity market during the middle of the current operating year, its minimum annual and minimum monthly contracted electricity output shall be determined in accordance with the principles prescribed in Clauses 1 and 2 of this Article once complete information under the power purchase agreement is available.

Article 30. Responsibilities for determining minimum annual contracted electricity output and minimum monthly contracted electricity output

1. The power system and electricity market operation unit shall:

a) Calculate the minimum annual and minimum monthly contracted electricity output of thermal power plants in accordance with Article 29 of this Circular;

b) Solicit comments on the Electricity Market Web Portal on the input data used for calculation and the preliminary calculation results of the minimum annual and minimum monthly contracted electricity output of electricity purchasing units and direct trading generation units for verification within 3 days after the electricity market operation plan for the following year has been approved by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

3. For power plants having power purchase agreements with an electricity wholesale unit, the generation unit and the electricity wholesale unit shall verify and cooperate with the power system and electricity market operation unit in resolving any discrepancies in the calculated minimum annual and minimum monthly contracted electricity output within 2 days after the power system and electricity market operation unit organizes the solicitation of comments on the Electricity Market Web Portal.

4. Within 1 day after receiving comments from the relevant entities, the power system and electricity market operation unit shall revise the calculation results (if necessary) and officially announce the minimum annual and minimum monthly contracted electricity output applicable to the relevant entities.

Article 31. Announcement of electricity market operation plans for the following year

1. After the electricity market operation plan for the following year has been approved in accordance with Article 19 of this Circular, the power system and electricity market operation unit shall announce on the Electricity Market Web Portal the input data and the results of the preparation of the electricity market operation plan for the following year for electricity market participants.

2. The announced information on the electricity market operation plan for the following year shall include:

a) Results of the calculations for the operation plan for the following year, including:

- Projected market energy price for each trading interval applicable to generation units and electricity wholesale units;

- Results of the selection of the best new entrant;

- Market capacity price for each trading interval;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

- Classification of thermal power plants.

b) Input parameters used in preparing the annual electricity market operation plan, including:

- Forecast load demand for the Northern, Central, and Southern regions and for the entire national power system in each trading interval;

- Hydrological data and operating constraints of hydropower reservoirs used in the electricity market simulation;

- Schedule for commissioning new power plants; technical parameters and operating constraints of the transmission grid;

- Projected electricity import and export schedules; annual maintenance and repair plans for power plants, the transmission grid, and major gas supply sources;

- Forecast load demand of electricity wholesale units for each trading interval;

- Take-or-pay obligations;

- Minimum gas flow required to prevent shutdown of gas production platforms and ensure the safety of gas fields;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

3. Information on the electricity market operation plan for the following year shall only be announced to direct trading generation units owning power plants directly related to such information (except EVN), including:

a) Total projected electricity generation output of the power plant for each month as determined in the electricity market simulation;

b) The water value of the hydropower plant;

c) The variable price data of the thermal power plant used in the simulation calculations.

Section 2. OPERATION PLAN FOR THE FOLLOWING MONTH

Article 32. Electricity load demand forecasting for preparation of operation plans for the following month

1. The power system and electricity market operation unit shall forecast electricity load demand for preparation of the operation plan for the following month in accordance with the method prescribed in the regulations on dispatching, operation, switching operations, incident handling, black start, and restoration of the national power system promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam. The forecast data for electricity load demand used for preparing the operation plan for the following month shall include:

a) Total electricity load demand of the national power system and the load demand of the Northern, Central, and Southern regions for the entire month and for each trading interval of the month;

b) Electricity load curves of typical days for the Northern, Central, and Southern regions and the entire national power system during the month.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 33. Calculation of water value

The power system and electricity market operation unit shall calculate the water value for the weeks of the following month. The calculated water value results used for preparation of the operation plan for the following month shall include:

1. Projected electricity output of strategic multi-purpose hydropower plants.

2. Water value of hydropower plants in cascade hydropower groups.

3. Water value of hydropower plants with reservoirs having a regulating capacity of 2 days or more.

4. Weekly optimal water levels during the month for hydropower plants with reservoirs having a regulating capacity of 2 days or more.

Article 34. Classification of base-load, intermediate-load, and peak-load power plants for the following month

1. The power system and electricity market operation unit shall use the electricity market simulation model to determine the monthly average load factor of power plants for the following month.

2. Based on the monthly average load factor obtained from the simulation results, the power system and electricity market operation unit shall classify base-load, intermediate-load, and peak-load power plants for the following month into the following 3 groups:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

b) Intermediate-load power plants, including power plants having a monthly average load factor greater than 25% but less than 70%;

c) Peak-load power plants, including power plants having a monthly average load factor of 25% or less.

Article 35. Adjustment of offer price cap for thermal generating units

1. The power system and electricity market operation unit shall calculate and adjust the offer price cap of thermal generating units for the following month in accordance with the method prescribed in Article 24 of this Circular, taking into account updated factors affecting the variable price for Month M in accordance with the method agreed in the power purchase agreement, based on the following:

a) Fuel prices for the following month and the remaining months of the year shall be determined as follows:

a1) Fuel prices used in preparing the operation plan for the following month (M+1) shall be determined based on:

- Fuel prices applicable to the following month as announced by or determined in accordance with the guidance of the competent authority;

- Fuel prices applicable to the following month under the power purchase agreement and the fuel supply agreement. Where fuel prices depend on the fuel procurement plan and/or fuel price indices, the generation unit and the fuel supply unit shall provide the electricity purchasing unit with the fuel supply plan and/or fuel price indices for consideration in determining the projected fuel prices for the following month and the remaining months of the year;

- Fuel prices stated in the electricity payment dossier for the month immediately preceding the submission of data for preparation of the operation plan for the following month.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

- Where forecast fuel price data for the period from Month M+2 to year-end are issued by a competent authority or a reputable forecasting consultancy, the fuel prices of power plants shall be determined based on such forecast data and the provisions of the fuel supply agreement;

- Where no forecast fuel price data are available, the fuel prices used in preparing the operation plan for the following month shall be applied;

- Fuel quantities shall be determined based on the most recently updated fuel supply plan for the period from Month M+2 to year-end provided by the generation unit and the fuel supply unit.

b) The electricity purchasing unit shall provide and update the power system and electricity market operation unit on changes in the variable price (including the transportation cost of the primary fuel) applicable to thermal power plants for the following month and the remaining months of the year.

c) The classification results of thermal power plants for the following month in accordance with Article 34 of this Circular.

2. The power system and electricity market operation unit shall announce the input data and the offer price cap results for thermal generating units for the following month.

Article 36. Secondary frequency control service in operation plans for the following month

1. The power system and electricity market operation unit shall determine the demand for secondary frequency control service of the power system for the following month in accordance with the regulations on electricity transmission systems, electricity distribution systems, and electricity metering and the regulations on dispatching, operation, switching operations, incident handling, black start, and restoration of the national power system, both promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

2. The power system and electricity market operation unit shall prepare and announce the list of generating units eligible to provide secondary frequency control service for the following month in accordance with the regulations on electricity transmission systems, electricity distribution systems, and electricity metering and the regulations on dispatching, operation, switching operations, incident handling, black start, and restoration of the national power system, both promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

1. The monthly contracted electricity output of a power plant shall be adjusted where the maintenance and repair schedule of the power plant for Month M+1 differs from the operation plan used for calculating the contracted electricity output due to:

a) A request from the power system and electricity market operation unit to ensure electricity supply, provided that such request is not attributable to causes arising from the power plant;

b) A request from a competent state authority and agreed upon by the power system and electricity market operation unit based on the actual operating conditions of the power system.

2. In the cases prescribed in Clause 1 of this Article, the power system and electricity market operation unit shall adjust the monthly contracted electricity output in accordance with the following principle: the portion of the monthly contracted electricity output corresponding to the rescheduled maintenance period shall be shifted between months, ensuring that the total contracted electricity output of the adjusted months remains unchanged in accordance with the settlement calculation procedures in the electricity market set out in Appendix III enclosed with this Circular.

3. Where the approved available output of the power plant for Month M+1 is insufficient to meet the monthly contracted electricity output, the monthly contracted electricity output shall be adjusted to equal the available output for that month. The generation unit shall provide the power system and electricity market operation unit, before the 20th day of Month M, with information on the fuel supply plan for the thermal power plant for the following month (confirmed by the fuel supply unit) as the basis for preparing the operation plan for the following month and, where necessary, considering adjustment of the contracted electricity output in such case.

4. Where there are significant fluctuations (changes exceeding 20%) in input fuel prices or force majeure events (such as natural disasters or epidemics) affecting the normal operation of the power system (including load shedding or the loss of a substantial amount of load, loss of or impacts on electricity transmission capability between regions, impacts on the normal operation of a substantial number of power plants, or spillway discharge from hydropower reservoirs as required by competent state authorities), the power system and electricity market operation unit shall update the relevant data, recalculate the electricity market operation plans for the remaining months of the quarter, and report to the Ministry of Industry and Trade of Vietnam for consideration and decision.

Article 38. Determination of contracted electricity output for each trading interval of power plants having power purchase agreements with EVN

The power system and electricity market operation unit shall determine the monthly contracted electricity output and the contracted electricity output for each trading interval of power plants having direct contracts with EVN for the following month in accordance with the following steps:

1. The monthly contracted electricity output of coal-fired thermal power plants shall be determined quarterly; the monthly contracted electricity output of gas turbine power plants shall be determined once every 6 months; and the contracted electricity output of offshore wind power plants and new energy power plants shall be determined monthly, specifically as follows:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

: Monthly contracted electricity output of the power plant (kWh);

: Monthly planned output of coal-fired thermal power plants under the updated power system operating mode for the first month of each quarter (January, April, July, and October), or of gas turbine power plants under the power system operating mode for January and July, or of offshore wind power plants and new energy power plants under the monthly power system operating mode, converted to the electricity delivery and receipt point (kWh);

Qc_tt^M : Minimum monthly contracted electricity output of the power plant (kWh), determined in accordance with Clause 2 Article 29 of this Circular;

α : Percentage of electricity output settled at the contract price applicable to Year N (%).

2. The monthly contracted electricity output of a hydropower plant with a reservoir having a regulating capacity of 2 days or more shall be determined as follows:

Q_c^M = α x Q_dk^M

Where:

: Monthly contracted electricity output of the power plant (kWh);

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

α: Percentage of electricity output settled at the contract price applicable to Year N (%).

3. The contracted electricity output of a power plant for each trading interval of the month shall be determined according to the following principles:

a) The contracted electricity output for each trading interval shall be proportional to the projected electricity output of the power plant for each trading interval of the month, as determined by the electricity market operation planning system using the constrained scheduling method, according to the following formula:

Where:

i: Trading interval i of the month;

I: Total number of trading intervals in the month;

: Contracted electricity output of the power plant during trading interval i (kWh);

: Projected electricity output of the power plant during trading interval i, determined from the electricity market simulation model using the constrained scheduling method (kWh);

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

b) The contracted electricity output for each trading interval shall be adjusted to ensure consistency with the forecast load demand of the national power system, taking into account the impacts of renewable energy sources, the primary fuel supply capability of the generation unit, downstream water supply requirements applicable to hydropower plants, the operating capability and availability of power plants, and the demand of the power system.

4. The power system and electricity market operation unit shall allocate the total difference arising from the adjustment of the contracted electricity output under Clause 3 of this Article to other trading intervals of the month, on the principle of ensuring that the monthly contracted electricity output remains unchanged.

5. The power system and electricity market operation unit shall announce on the Electricity Market Web Portal the input data used for calculation and the preliminary calculation results of the monthly contracted electricity output for the electricity purchasing unit and direct trading generation units at least 5 days before the last day of Month M. The electricity purchasing unit and the generation units shall cooperate with the power system and electricity market operation unit in completing the verification of discrepancies in the calculated contracted electricity output for each trading interval of the following month at least 3 days before the last day of Month M. The power system and electricity market operation unit shall announce the official calculation results of the contracted electricity output for each trading interval of the month on the Electricity Market Web Portal for the electricity purchasing unit and direct trading generation units at least 3 days before the last day of Month M.

6. The electricity purchasing unit and direct trading generation units shall sign to confirm the monthly contracted electricity output adjusted in accordance with Article 39 of this Circular and the contracted electricity output for each trading interval based on the calculation results of the power system and electricity market operation unit.

Article 39. Adjustment of contracted electricity output for each trading interval of thermal power plants having power purchase agreements with EVN

1. Cases in which the contracted electricity output of a thermal power plant shall be adjusted:

a) Where a boiler of a multi-boiler thermal generating unit is shut down due to an incident, a generating unit is shut down due to an incident, or the power plant undergoes an unplanned emergency repair not included in the calculation of the contracted electricity output for each trading interval;

b) Where a boiler of a multi-boiler thermal generating unit or a generating unit of a thermal power plant requires a repair period longer than the approved maintenance and repair schedule used in calculating the contracted electricity output for each trading interval;

c) Where information on a shortage of gas fuel is announced in accordance with Clause 7 Article 56 of this Circular;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

dd) Where the start-up time of a thermal generating unit, calculated from the commencement of start-up to synchronization with the grid, exceeds the start-up time prescribed in the power purchase agreement by more than 2 hours;

e) Where information is announced regarding a change in the gas system maintenance and repair plan compared with the gas system maintenance and repair plan used for allocating the contracted electricity output for each trading interval under the monthly plan.

2. Where there are sufficient grounds to confirm a case prescribed in Point a Clause 1 of this Article, the contracted electricity output for each trading interval shall be adjusted according to the following principles:

a) Where the incident duration is 72 hours or less, the contracted electricity output of the power plant shall not be adjusted;

b) Where the incident duration exceeds 72 hours

b1) From the time the incident occurs until the end of the trading interval marking the completion of the 72-hour period, the contracted electricity output allocated to the power plant shall remain unchanged;

b2) From the first trading interval after the end of the 72 -hour period until the generating unit has remedied the incident and becomes available:

- Where the actual electricity output at the electricity delivery and receipt point of the power plant is lower than the contracted electricity output of the power plant during this period, the contracted electricity output for each trading interval shall be adjusted to equal the actual electricity output at the electricity delivery and receipt point of the power plant;

- Where the actual electricity output at the electricity delivery and receipt point of the power plant is greater than or equal to the contracted electricity output of the power plant during this period, the contracted electricity output of the power plant shall not be adjusted.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

c1) From the commencement of the repair until the end of the trading interval marking the completion of the 72 -hour period, the contracted electricity output allocated to the power plant shall remain unchanged;

c2) From the first trading interval after the end of the 72 -hour period until the generating unit becomes available:

3. Where there are sufficient grounds to confirm a case prescribed in Point b Clause 1 of this Article, the contracted electricity output for each trading interval shall be adjusted according to the following principle:

During the trading intervals of the extended repair period, where the actual electricity output at the electricity delivery and receipt point of the power plant is lower than the contracted electricity output of the power plant, the contracted electricity output for such trading intervals shall be adjusted to equal the actual electricity output at the electricity delivery and receipt point of the power plant.

4. In the cases prescribed in Points c, d, and dd Clause 1 of this Article, the contracted electricity output of gas turbine power plants and coal-fired thermal power plants for the relevant trading intervals shall be adjusted according to the following principle: where the actual electricity output at the electricity delivery and receipt point of the power plant during a trading interval is lower than the contracted electricity output of the power plant, the contracted electricity output for such trading interval shall be adjusted to equal the actual electricity output at the electricity delivery and receipt point of the power plant.

5. The direct trading generation unit shall cooperate with the power system and electricity market operation unit in confirming the events prescribed in Clause 1 of this Article and provide the confirmation to the electricity purchasing unit and the direct trading generation unit as the basis for adjusting the contracted electricity output for each trading interval of the power plant. For confirmation of a boiler incident involving a multi-boiler coal-fired thermal generating unit:

a) Where sufficient data relating to the event are available from the distributed control system (DCS) or other equivalent control systems, the event shall be confirmed based on such data;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

6. The electricity purchasing unit and the direct trading generation unit shall re-sign to confirm the monthly contracted electricity output of the power plant as adjusted in accordance with Clauses 1, 2, and 3 of this Article and Clause 6 Article 17 of this Circular.

Article 40. Determination of contracted electricity output for each trading interval of power plants having power purchase agreements with electricity wholesale units, and power plants having power purchase agreements with EVN and allocated to electricity wholesale units

1. For power plants having power purchase agreements with electricity wholesale units:

a) The contracted electricity output of a power plant for each trading interval shall be determined as follows:

- Determine the monthly contracted electricity output of the power plant in accordance with Clause 1 Article 38 of this Circular;

- Determine and adjust the contracted electricity output of the power plant for each trading interval in accordance with Clause 3 Article 38 and Article 39 of this Circular.

b) Contracted electricity output for each trading interval between an electricity wholesale unit and a power plant having a power purchase agreement with such electricity wholesale unit

The power system and electricity market operation unit shall calculate such output using the following formula:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

i: Trading interval i of the month;

: Contracted electricity output between electricity wholesale unit l and power plant g during trading interval i (kWh);

: Contracted electricity output of power plant g during trading interval i, determined and adjusted in accordance with Point a of this Clause (kWh);

: Forecast electricity output delivered and received at the supply source of electricity wholesale unit l during trading interval i (kWh);

L: Total number of electricity wholesale units.

2. For power plants having power purchase agreements with EVN and allocated to electricity wholesale units:

a) The contracted electricity output for each trading interval between the power plant and EVN shall be determined as follows:

- Adjust the monthly contracted electricity output of the power plant in accordance with Clause 1 Article 38 of this Circular;

- Determine and adjust the contracted electricity output of the power plant for each trading interval in accordance with Clause 3 Article 38 and Article 39 of this Circular.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

The power system and electricity market operation unit shall calculate such output in the following sequence:

- Determine the monthly contracted electricity output allocated by EVN to an electricity wholesale unit using the following formula:

Where:

L: Total number of electricity wholesale units;

Q_c(l,M): Contracted electricity output for Month M allocated by EVN to electricity wholesale unit l (kWh);

: Monthly contracted electricity output between power plant g and EVN, determined in the monthly electricity market operation plan in accordance with Article 38 of this Circular (kWh);

Q_ptdk(l,M): Forecast electricity output at the supply source of electricity wholesale unit l in Month M (kWh).

- The contracted electricity output for each trading interval allocated by EVN to an electricity wholesale unit shall be determined using the following formula:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

i: Trading interval i of the month;

I: Total number of trading intervals in the month;

Q_c(l,i): Contracted electricity output during trading interval i allocated by EVN to electricity wholesale unit l (kWh);

Q_c(l,M): Contracted electricity output for Month M allocated by EVN to electricity wholesale unit l (kWh);

Q_ptdk(l,i): Forecast electricity output at the supply source of electricity wholesale unit l during trading interval i (kWh).

Article 41. Review, approval, and announcement timeline for electricity market operation plans for the following month

1. The electricity market operation plan for the following month shall include input parameters and calculation explanations as prescribed in Appendix I enclosed with this Circular, with the following principal contents:

a) The water value and optimal water level for each week of the following month of hydropower plants in cascade hydropower groups and hydropower plants with reservoirs having a regulating capacity of 2 days or more;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

c) The average of the offer price caps of thermal generating units participating in the electricity market;

d) The contracted electricity output of power plants for each trading interval of the following month;

dd) The projected electricity generation output of power plants for each trading interval of the following month;

e) The percentage of electricity purchased at the spot electricity market price in each month of the following year, applicable to electricity wholesale units with respect to contract-allocated power plants, determined in accordance with Clause 2 Article 98 of this Circular;

g) The contracted electricity output for the subsequent 2 months, for coal-fired thermal power plants, in the electricity market operation plans for January, April, July, and October, and for the subsequent 5 months, for gas-fired thermal power plants, in the electricity market operation plans for January and July.

2. Before the 22nd day of each month, the power system and electricity market operation unit shall solicit comments from EVN and electricity market participants on the electricity market operation plan for the following month.

3. Before the 23rd day of each month, EVN and electricity market participants shall review and submit their written comments on the monthly electricity market operation plan to the power system and electricity market operation unit.

4. Before the 25th day of each month, the power system and electricity market operation unit shall submit the monthly electricity market operation plan to the Electricity Authority of Vietnam.

5. Before the 28th day of each month, the Electricity Authority of Vietnam shall appraise and approve the monthly electricity market operation plan.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 42. Announcement of information on electricity market operation plans for the following month

1. The power system and electricity market operation unit shall announce the following general information to electricity market participants:

a) Forecast electricity load demand for the following month for the Northern, Central, and Southern regions and for the entire national power system;

b) Total forecast electricity load demand of electricity wholesale units for each trading interval;

c) The electricity import and export plan for the following month;

d) The projected electricity output of each power plant for the following month;

dd) The list of generating units eligible to provide secondary frequency control service for the following month in accordance with the regulations on electricity transmission systems, electricity distribution systems, and electricity metering and the regulations on dispatching, operation, switching operations, incident handling, black start, and restoration of the national power system, both promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam;

e) Warnings of any deterioration in the electricity supply adequacy of the power system;

g) Solutions to ensure the stable, safe, and reliable operation of the power system.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

a) Weekly reservoir water levels of hydropower plants for the following month;

b) The percentage of electricity purchased at the spot electricity market price for the following month, applicable to electricity wholesale units with respect to contract-allocated power plants, determined in accordance with Clause 2 Article 98 of this Circular;

c) The contracted electricity output of generating units for each trading interval, as calculated by the power system and electricity market operation unit;

d) The water value of hydropower plants;

dd) The offer price cap of thermal generating units for the following month;

e) Thermal power plant classification results;

g) The average of the offer price caps of thermal generating units participating in the electricity market under the monthly electricity market operation plan;

h) The generating unit dispatch plan for the following month;

i) The upstream water level of hydropower reservoirs on the last day of the following month;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Section 3. OPERATION PLAN FOR THE FOLLOWING WEEK

Article 43. Preparation of operation plans for the following week

1. The power system and electricity market operation unit shall collect input data for calculating and preparing the electricity market operation plan for the following week, as provided by electricity market participants and relevant entities in accordance with Appendix I enclosed with this Circular.

2. The power system and electricity market operation unit shall calculate and announce the following results:

a) Forecast electricity load demand, including the load demand of the national power system and regional power systems;

b) Total projected electricity generation output of each power plant for the following week;

c) The water value and projected output for each trading interval of strategic multi-purpose hydropower plants;

d) The water value of hydropower plants in cascade hydropower groups and hydropower plants with reservoirs having a regulating capacity of 2 days or more;

dd) The highest water value among hydropower plants participating in the electricity market;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

g) The weekly optimal water levels of hydropower reservoirs;

h) The weekly reservoir limit water levels of hydropower reservoirs having a regulating capacity of 2 days or more;

i) The maintenance and repair schedules for power sources and the power grid for the following week;

k) The demand for secondary frequency control service and the list of generating units expected to provide secondary frequency control service under the operation plan for the following week;

l) The projected operating capacity of Battery Energy Storage Systems (BESS) for each trading interval.

Article 44. Offer price cap of hydropower plants

1. Except for the cases prescribed in Clause 3 of this Article, the offer price cap of a hydropower plant with a reservoir having a regulating capacity of 2 days or more shall be determined based on the water value of such power plant for the following week, as announced in accordance with Article 43 of this Circular, specifically as follows:

a) The offer price cap shall be the highest value of:

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

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

b) Each month, the power system and electricity market operation unit shall announce to hydropower plants the average of the offer price caps of thermal generating units for the following month according to the same announcement schedule applicable to the offer price caps of thermal generating units for the following month.

2. Offer price cap of hydropower plants in special cases

a) The offer price cap of a hydropower plant in the cases prescribed in Points b and c of this Clause shall be determined using the following formula:

P_tr = 1,2 x max (P_gtn ; P_DOmax)

Where:

P_tr: Offer price cap of the hydropower plant applicable in special cases (VND/kWh);

P_gtn: Water value of the hydropower plant (VND/kWh);

P_DOmax: Variable cost of the most expensive DO oil-fired thermal generating unit in the power system (VND/kWh).

b) Where the reservoir water level of a hydropower plant is lower than the weekly reservoir limit water level, the offer price cap applicable to such hydropower plant for the following week shall be determined in accordance with Point a of this Clause. Once the reservoir water level is no longer lower than the weekly reservoir limit water level, the power plant shall resume application of the offer price cap prescribed in Clause 1 of this Article from Tuesday of the following week. Each month, the power system and electricity market operation unit shall announce the variable cost of the most expensive DO oil-fired thermal generating unit in the power system;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

4. Each week, the power system and electricity market operation unit shall:

a) Calculate the offer price caps of hydropower generating units of hydropower plants participating in the electricity market in accordance with Clauses 1 and 2 of this Article;

b) Announce the calculation results of the offer price cap for each hydropower generating unit of hydropower plants participating in the electricity market applicable to the following week, together with the input parameters used for calculation, including the water value, the variable cost of the most expensive DO oil-fired thermal generating unit in the power system, and the average of the offer price caps of thermal generating units participating in the electricity market under the monthly operation plan.

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

a) Submit offers in compliance with the regulations on the offer price cap and offer floor price;

b) Satisfy downstream water-use demand constraints and other hydrological constraints.

Article 45. Secondary frequency control service under operation plans for the following week

1. The power system and electricity market operation unit shall determine the demand for secondary frequency control service of the power system for the following week in accordance with the regulations on electricity transmission systems, electricity distribution systems, and electricity metering and the regulations on dispatching, operation, switching operations, incident handling, black start, and restoration of the national power system, both promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

2. The power system and electricity market operation unit shall select, prepare, and announce the list of generating units of power plants expected to provide secondary frequency control service for the following week. The selected generating units shall provide secondary frequency control service at the request of the power system and electricity market operation unit, and in accordance with relevant laws.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Chapter V

OPERATION OF ELECTRICITY MARKET

Section 1. DAY-AHEAD ELECTRICITY MARKET OPERATION

Article 46. Information for day-ahead electricity market operation

Before 10:00 on Day D-1, the power system and electricity market operation unit shall determine, calculate, and announce the following information:

1. The forecast electricity load demand curves for Day D of the entire national power system and the Northern, Central, and Southern regions.

2. The projected or forecast dispatched capacity for each trading interval of the following day of power plants indirectly participating in the electricity market as prescribed in Clause 3 Article 4 of this Circular, rooftop solar power sources, and power plants that do not directly submit offers in the electricity market, taking into account take-or-pay obligations.

3. The projected or forecast dispatched capacity for each trading interval of the following day of the power plants prescribed in Article 11 of this Circular.

4. The total projected gas consumption for the following day of gas-fired thermal power plants using the same gas source.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

6. The projected dispatched capacity of hydropower plants with reservoirs having a regulating capacity of less than 2 days for each trading interval of the following day.

7. The projected operating capacity of Battery Energy Storage Systems (BESS).

Article 47. Price offers

1. A price offer shall comply with the following principles:

a) It shall comprise 10 pairs of offer prices (VND/kWh) and capacity levels (MW) for the generating unit for each trading interval of Day D;

b) The capacity specified in the price offer shall be the capacity measured at the generator terminals;

c) The capacity of each subsequent offer band shall not be lower than that of the immediately preceding offer band. The minimum offer increment shall be 3 MW;

d) It shall include information on the technical parameters of the generating unit, including:

- The declared capacity of the generating unit for Day D;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

- The maximum ramp-up and ramp-down rates of the generating unit;

- Technical constraints applicable to the simultaneous operation of generating units;

- The fuel status of the thermal power plant;

- The spill status of the hydropower reservoir.

dd) The declared capacity of a generating unit in the offer for Day D shall not be lower than the declared capacity for Day D-2 under the regulations on medium-term and short-term electricity supply adequacy assessments prescribed in the regulations on dispatching, operation, switching operations, incident handling, black start, and restoration of the national power system promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam, except in the case of an emergency shutdown for repair, which must be approved; a force majeure technical incident; capacity derating due to a low reservoir water level; or cooperated offering by hydropower plants in a cascade hydropower group to prevent spilling. The power plant shall update its declared capacity when its available capacity decreases. Where the start-up offer of a thermal generating unit is updated, the declared capacity shall correspond to the capacity available under normal operating conditions;

e) Under normal conditions, the first capacity band in the price offer of a thermal generating unit shall equal the minimum stable generation capacity of the generating unit. The final capacity band shall equal the declared capacity. During the start-up or shutdown of a thermal power plant, its price offer for the following trading interval may be updated with a capacity lower than the minimum stable generation capacity;

g) A hydropower plant may offer 0 MW for its first capacity bands in each trading interval. For a hydropower plant with a regulating capacity of 2 days or more, the final capacity band shall equal the declared capacity. Where the water level of the hydropower reservoir has fallen to the dead water level, the power plant may adjust its declared capacity to 0 MW;

h) The unit of the offer price shall be VND/kWh, with a minimum decimal precision of 0,1;

i) The offer price shall be between the offer floor price and the offer price cap of the generating unit and shall be non-decreasing as the offered capacity increases.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

a) The offer of a hydropower plant with a reservoir having a regulating capacity of less than 2 days shall be made as follows:

- The offer price shall be VND 0/kWh for all offered capacity bands;

- The offered capacity shall equal the projected generation capacity of the generating unit during the relevant trading interval. The generation unit owning, managing, or operating a hydropower plant with a reservoir having a regulating capacity of less than 2 days may submit a revised price offer, increasing the offered capacity according to the actual hydrological conditions of the power plant;

- A hydropower plant with a reservoir having a regulating capacity of less than 2 days may submit a revised price offer for the following trading interval, adjusting its offered capacity according to the actual hydrological conditions of the power plant.

b) Where the reservoir water level of a hydropower plant has remained below the reservoir limit water level for 2 consecutive weeks; where the reservoir water level has remained below the weekly reservoir limit water level for 1 week and the regional energy reserve margin for that week is less than 5%; or where the reservoir water level has remained below the weekly reservoir limit water level for 1 week and is lower than the upper limit of the reservoir operating water-level range for the dry season, if any, prescribed in the inter-reservoir operating procedures, the price offer shall be made as follows:

- The offer floor price shall be offered for the output corresponding to the lower of the downstream water discharge requirement imposed by the competent state authority and the discharge requirement under the inter-reservoir or single-reservoir operating procedures, except where the relevant unit is located in an area affected by storms or heavy rainfall, based on the assessment of the hydrometeorological forecasting unit, or where the reservoir water level must be lowered to ensure the flood-control storage level in accordance with the inter-reservoir or single-reservoir operating procedures or at the request of a competent state authority;

- The offer price cap shall be offered for the remaining output. The applicable offer price cap shall be determined in accordance with Point a Clause 2 Article 44 of this Circular.

c) The offer of a hydropower plant whose reservoir water level has remained below the weekly reservoir limit water level for 1 week and is lower than the minimum water level or the lower limit of the reservoir operating water-level range for the dry season prescribed in the inter-reservoir operating procedures shall be made by the offering unit according to the following principles:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

- The applicable offer price cap (P_tr) shall be determined using the following formula:

Where:

: The minimum water level or the lower limit of the reservoir operating water-level range for the dry season of the reservoir of hydropower plant i, as prescribed in the inter-reservoir operating procedures, at 24:00 on Sunday (m);

: The water level of the reservoir of hydropower plant i at 24:00 on Sunday (m).

d) The offer of a thermal generating unit during start-up and shutdown shall be made as follows: the offered capacity may be lower than the minimum stable generation capacity, and the same capacity level shall apply to all 10 offer-price pairs;

dd) The price offer of a non-hydropower renewable energy power plant shall be made as follows:

- The offer price shall be VND 0/kWh for the entire offered capacity;

- The offered capacity shall equal the forecast capacity of the power plant. The generation unit shall submit the forecast capacity of the power plant for each trading interval of the following day to the power system and electricity market operation unit and comply with the regulations on forecasting the capacity and electricity output of renewable energy sources under the regulations on dispatching, operation, switching operations, incident handling, black start, and restoration of the national power system promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 48. Intra-day price offers

1. The offer prices specified in an intra-day price offer shall not be changed from those specified in the day-ahead price offer.

2. The capacity at the first offer level shall not be changed from that specified in the day-ahead price offer, except in the cases where revision of a price offer is permitted under Article 49 of this Circular. The capacity at the remaining offer levels may be changed from that specified in the day-ahead price offer, provided that the requirements of Article 47 of this Circular are complied with.

Article 49. Revision of price offers

1. Cases in which a price offer may be revised

A revised price offer submitted by an offering unit shall apply in the following cases:

a) Where a thermal generating unit is undergoing start-up, synchronization with the grid, or shutdown, the offering unit for such thermal generating unit may revise the offered capacity upward or downward and resubmit the price offer for that generating unit;

b) Where a thermal generating unit is synchronized with the grid earlier than scheduled at the request of the power system and electricity market operation unit, the offering unit may revise the declared capacity upward and resubmit the price offer for that thermal generating unit;

c) Where a generating unit experiences an incident resulting in shutdown or a reduction in available capacity, or undergoes an unplanned repair approved by the power system and electricity market operation unit in accordance with the regulations on dispatching, operation, switching operations, incident handling, black start, and restoration of the national power system promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam, the offering unit may revise the declared capacity downward and resubmit the price offer for that generating unit;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

dd) For hydropower plants with reservoirs having a regulating capacity of 2 days or more, the offering unit may revise the price offer in the following cases:

- A downstream water supply requirement or reservoir operation order of a competent state authority is issued in writing after the close of offer submission;

- The hydropower plant is required to make a regulated discharge, excluding environmental flow discharge; the reservoir water level is higher than the level prescribed in the inter-reservoir or single-reservoir operating procedures; the reservoir reaches the spill threshold; or there is a risk that the reservoir will be required to spill;

- The hydropower plant is unable to satisfy the downstream water supply requirement on Day D because a generating unit of the power plant experiences an incident or a reduction in available capacity on Day D;

- The hydropower plant is unable to satisfy the downstream water supply requirement on Day D because an insufficient volume of its offers at the offer floor price was dispatched during preceding trading intervals for downstream water supply;

- The reservoir water level is below the dead water level, and the generating unit is incapable of operation;

- A hydropower plant required to apply a special price offer under Points b and c Clause 2 Article 47 of this Circular has fully satisfied the downstream water supply requirement for the day.

e) Where a power plant is required to postpone or reschedule its repair at the request of the power system and electricity market operation unit, completes its repair earlier than the approved schedule, or places a generating unit on reserve at a time different from that scheduled;

g) Non-hydropower renewable energy power plants directly participating in the electricity market may update their capacity in accordance with the selected forecast capacity of the power system and electricity market operation unit.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

a) For the cases prescribed in Points a, b, c, and e Clause 1 of this Article:

- A revised price offer shall not change the offer prices specified in the day-ahead price offer or intra-day price offer;

- In the case prescribed in Point a Clause 1 of this Article, all offered capacity bands in the revised price offer of the thermal generating unit shall be equal and shall correspond to the projected generation capacity during synchronization with the grid or shutdown;

- In the case prescribed in Point b Clause 1 of this Article, the revised price offer shall not change the capacity at capacity levels lower than or equal to the declared capacity for the following trading interval, except where the technical parameters specified in the offer cannot be satisfied;

- In the case prescribed in Point c Clause 1 of this Article, the revised price offer may reduce the declared capacity below the declared capacity for Day D-2;

- In the case prescribed in Point e Clause 1 of this Article, the revised price offer may adjust the declared capacity in accordance with the status of the generating unit and the repair schedule.

b) For the cases prescribed in Point dd Clause 1 of this Article:

- A revised price offer shall not change the offer prices specified in the day-ahead price offer or intra-day price offer;

- The generation unit may change only the capacity levels of the first offered capacity bands to satisfy the downstream water supply requirement for the operating day or to prevent spilling. Where the reservoir water level is below the dead water level and the generating unit is incapable of operation, the generation unit may update the declared capacity in accordance with the status of the generating unit;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

- The revised price offer shall comply with Article 47 of this Circular.

3. The offering unit may revise and resubmit the day-ahead price offer, intra-day price offer, or price offer for the remaining trading intervals of Day D to the power system and electricity market operation unit before the close of offer submission.

4. Upon receipt of a revised price offer from an offering unit, the power system and electricity market operation unit shall, based on the actual conditions of the power system, examine and confirm the validity of such revised price offer:

a) Where the revised price offer is invalid, the power system and electricity market operation unit shall notify the offering unit and the generation unit of the reasons;

b) Where the revised price offer is valid

- For revised price offers that increase capacity, except for the cases prescribed in Points d, dd, and g Clause 1 of this Article, the power system and electricity market operation unit shall use such revised price offers in electricity market operation where the announced day-ahead, intra-day, or following-trading-interval schedule contains a capacity shortage warning, or where necessary to ensure electricity supply;

- For the remaining cases, the power system and electricity market operation unit shall use such revised price offers in the course of electricity market operation.

Article 50. Offering by cascade hydropower groups

1. A cascade hydropower group shall submit a single consolidated price offer for the entire group and comply with the offer price limits prescribed in Clause 3 Article 15 of this Circular.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

3. The representative offering unit shall comply with the offering regulations applicable to all power plants within the cascade hydropower group.

4. Where the power plants cannot agree on a representative offering unit and propose to submit their own offers, the respective generation units shall submit offers independently.

5. The water value of a cascade hydropower group shall be the water value of the largest hydropower reservoir in that cascade. The power system and electricity market operation unit shall identify the hydropower reservoir to be used for calculating the water value of the cascade hydropower group concurrently with the classification of hydropower plants under Article 20 of this Circular.

6. Where a cascade hydropower group includes a strategic multi-purpose hydropower plant:

a) The power system and electricity market operation unit shall announce the generation output of each power plant in the cascade hydropower group for each trading interval of the following week in accordance with Clause 2 Article 43 of this Circular;

b) Where the announced output of the strategic multi-purpose hydropower plant within the group is adjusted in accordance with Article 66 of this Circular, the power system and electricity market operation unit shall correspondingly adjust the announced output of downstream power plants in the cascade.

Article 51. Submission of price offers

1. Before 11:30 on Day D-1, the offering unit shall submit its price offer for Day D.

2. For each intra-day electricity market operation time frame, the offering unit shall submit its intra-day price offer at least 8 hours before the commencement of such time frame.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

4. Offering units shall register their email addresses and contact details with the power system and electricity market operation unit.

Article 52. Verification of validity of price offers

1. Before 11:00 on Day D-1, the power system and electricity market operation unit shall verify the validity of the price offers received from offering units in accordance with Article 51 of this Circular. Where an offering unit submits multiple price offers, only the last received price offer shall be considered.

2. No later than 30 minutes before the close of intra-day offer submission, the power system and electricity market operation unit shall verify the validity of the intra-day price offers received from offering units in accordance with Article 51 of this Circular. Where an offering unit submits multiple price offers, only the last received price offer shall be considered.

3. Where a price offer is invalid, the power system and electricity market operation unit shall notify the offering unit and request it to resubmit the price offer no later than the close of offer submission.

4. Upon receipt of a notice from the power system and electricity market operation unit that its price offer is invalid, the offering unit shall revise and resubmit the price offer before the close of offer submission.

Article 53. Scheduling offers

1. After the close of offer submission, the power system and electricity market operation unit shall verify the validity of the last received price offers submitted in accordance with Article 51 of this Circular. The last valid price offer shall be used as the scheduling offer for day-ahead dispatch scheduling.

2. After the close of intra-day offer submission, the power system and electricity market operation unit shall verify the validity of the last received intra-day price offers submitted in accordance with Article 51 of this Circular. The last valid price offer shall be used as the intra-day scheduling offer for intra-day rolling dispatch scheduling.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

4. Where the power system and electricity market operation unit does not receive a price offer for a generating unit, or where the default offer is inconsistent with the status of the generating unit, the default offers of power plants shall be determined as follows:

a) For a thermal power plant, the default offer shall be prepared based on the available capacity and the offer price cap of the generating unit at the time of application;

b) For a hydropower plant or cascade hydropower group, the default offer shall be determined as follows:

- The offer floor price shall apply to the output corresponding to the downstream water supply requirement;

- The offer price cap of the generating unit prescribed in Article 44 of this Circular shall apply to the remaining output.

c) For a hydropower plant with a reservoir having a regulating capacity of more than 2 days that is required to apply a price offer in special cases, the offer prices and offered output in its default offer shall comply with Points b and c Clause 2 Article 47 of this Circular;

d) For wind power, solar power, biomass power, and small hydropower plants participating in the electricity market, the default offer shall have an offer price of VND 0/kWh for all offer bands and an offered capacity equal to the forecast capacity.

5. Simulation of thermal power plants that do not directly submit day-ahead offers

a) A generation unit owning power plants that do not directly participate in offer submission shall declare their capacity on Day D-2 in accordance with the regulations on medium-term and short-term electricity supply adequacy assessments under the regulations on dispatching, operation, switching operations, incident handling, black start, and restoration of the national power system promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

- Where a generating unit is dispatched according to the results announced under Clause 2 Article 46 of this Circular, it shall be simulated at the offer floor price for the portion corresponding to its minimum stable generation capacity and at its variable price for the remaining available capacity;

- Where a generating unit is not scheduled according to the results announced under Clause 2 Article 46 of this Circular, it shall be simulated at its variable price for its entire available capacity;

- The ramp-up and ramp-down rates used in the simulation shall comply with the power purchase agreement and the current condition of the electricity market infrastructure. Where the electricity market infrastructure is not yet capable of accommodating such rates, the ramp-up and ramp-down rates applicable at an 85% load level and consistent with the power purchase agreement shall be used.

c) Where a generating unit re-declares its available capacity, the power system and electricity market operation unit shall update the simulation in accordance with Point b Clause 5 of this Article.

Article 54. Data used for day-ahead dispatch scheduling

The power system and electricity market operation unit shall use the following data for day-ahead dispatch scheduling:

1. Daily load curves of the entire national power system and the Northern, Central, and Southern regions.

2. The scheduling offers of offering units.

3. Simulation results for generating units of thermal power plants that do not directly submit offers, concurrently with power plants having submitted offers, in accordance with Clause 5 Article 53 of this Circular. For rooftop solar power sources and other power plants that do not directly submit offers, the projected dispatched capacity for each trading interval prescribed in Clause 2 Article 46 of this Circular shall be used.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

5. Day-ahead forecast capacity of non-hydropower renewable energy power plants.

6. Electricity export and import output prescribed in Articles 74 and 75 of this Circular.

7. Capacity of generating units of power plants providing auxiliary services.

8. Capacity requirement for secondary frequency control reserve service.

9. Information on the capability of generating units to provide secondary frequency control reserve service.

10. Maintenance and repair schedules for the transmission grid and generating units approved by the power system and electricity market operation unit.

11. Approved generating unit testing schedules.

12. Results of the short-term electricity supply adequacy assessment for Day D in accordance with the regulations on dispatching, operation, switching operations, incident handling, black start, and restoration of the national power system promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

13. Updated information on the availability of the transmission grid and generating units obtained from the SCADA system or provided by the electricity transmission unit and generation units.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

15. The projected operating capacity of Battery Energy Storage Systems (BESS).

16. Fuel supply capability.

Article 55. Day-ahead dispatch scheduling

The power system and electricity market operation unit shall prepare the day-ahead dispatch schedule in accordance with Appendix II enclosed with this Circular. The day-ahead dispatch schedule shall include the following principal contents:

1. The unconstrained dispatch schedule, including:

a) The projected market energy price for each trading interval of the following day;

b) The dispatch order of generating units for each trading interval of the following day.

2. The constrained dispatch schedule, including:

a) The projected dispatch profile of each generating unit for each trading interval of the following day and the regional marginal price for each trading interval of the following day;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

c) The projected operating mode and network configuration of the power system for each trading interval of the following day;

d) Warning information, if any;

dd) The capacity reserved by generating units for secondary frequency control reserve service.

3. Dispatch scheduling in the event of an overload or generation surplus: the power system and electricity market operation unit shall perform the relevant calculations in accordance with Article 18 of this Circular.

Article 56. Announcement of day-ahead dispatch schedules

Before 16:00 each day, the power system and electricity market operation unit shall announce the following information contained in the day-ahead dispatch schedule:

1. The projected dispatched capacity, including capacity dispatched for secondary frequency control reserve service, of generating units for each trading interval of the following day, and the regional marginal price for each trading interval of the following day.

2. The projected market energy price for each trading interval of the following day applicable to generation units and electricity wholesale units.

3. The list of generating units expected to increase or decrease their generation capacity during each trading interval of the following day.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

a) The trading intervals in which a capacity shortage is expected;

b) The amount of the capacity shortage;

c) Electricity supply adequacy constraints that may not be satisfied.

5. Information on any surplus generation capacity warning for the following day, including:

a) The trading intervals in which surplus generation capacity is expected;

b) The generating units expected to cease generation.

6. Information on the provision of secondary frequency control service:

a) The capacity demand of the power system for secondary frequency control service;

b) The list of generating units providing secondary frequency control service;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

7. Projected information on fuel shortages affecting thermal power plants of direct trading generation units during the following trading intervals.

8. Technical constraints applicable to the operation of power sources and the power grid.

9. Intervention measures taken by the power system and electricity market operation unit to ensure electricity supply.

10. Adjustments or interventions made by the power system and electricity market operation unit to the price offers of generation units in accordance with regulations.

11. Before 17:00 each day, based on the projected dispatch profile announced by the power system and electricity market operation unit, the dispatch authority having control over the power plants prescribed in Point b Clause 1 Article 4 of this Circular shall determine and announce:

a) The dispatched capacity of each generating unit for each trading interval of the following day based on the offers submitted by the relevant units, taking into account technical limitations of the power grid;

b) Technical constraints affecting the generation capacity of generating units.

Article 57. Synchronization of generating units with the grid

1. For a slow-start generating unit, the generation unit shall make the generating unit ready for synchronization with the grid in accordance with the day-ahead dispatch schedule announced by the power system and electricity market operation unit. Where the start-up time of the generating unit exceeds 24 hours, the generation unit shall synchronize the generating unit with the grid based on the results of the short-term electricity supply adequacy assessment announced by the power system and electricity market operation unit.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

3. During the synchronization of thermal generating units with the grid, the generation unit shall update the capacity for each trading interval in the price offer of the generating unit and submit it to the power system and electricity market operation unit in accordance with Article 49 of this Circular.

Article 58. Handling of capacity shortage warnings

1. The power system and electricity market operation unit may revise the declared capacity of strategic multi-purpose hydropower plants in accordance with Clause 2 Article 66 of this Circular and adjust the dispatched capacity of gas-fired thermal power plants through gas line-packing measures to prioritize dispatch of the highest possible capacity of such gas-fired thermal power plants during peak-load periods of the power system.

2. The power system and electricity market operation unit shall adjust and dispatch additional available capacity from Battery Energy Storage Systems (BESS).

3. The power system and electricity market operation unit shall use an offer that increases capacity as the scheduling offer for preparing the dispatch schedule for the following trading interval and calculating the electricity market price.

4. The power system and electricity market operation unit shall start up additional slow-start generating units and generating units providing auxiliary services.

5. The power system and electricity market operation unit shall announce on the Electricity Market Web Portal the expected capacity shortage and its expected duration.

Article 59. Handling of warnings of insufficient capacity for secondary frequency control service

1. The power system and electricity market operation unit shall prepare the dispatch schedule in a manner that satisfies the requirements for secondary frequency control service, except where there is insufficient capacity for such service.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

3. The power system and electricity market operation unit may revise the declared capacity of power plants indirectly participating in the electricity market as prescribed in Article 46 of this Circular to satisfy the requirements for secondary frequency control service.

4. The power system and electricity market operation unit may adjust and dispatch additional available capacity from Battery Energy Storage Systems (BESS).

Section 2. INTRA-DAY ELECTRICITY MARKET OPERATION

Article 60. Data used for intra-day dispatch scheduling

The power system and electricity market operation unit shall use the following data for intra-day dispatch scheduling:

1. Load curves from the calculation interval to the end of the day for the entire national power system and the Northern, Central, and Southern regions.

2. Grid synchronization and shutdown plans for slow-start generating units in accordance with the announced day-ahead dispatch schedule.

3. The intra-day scheduling offers of offering units.

4. Simulation results for generating units of thermal power plants that do not directly submit offers, concurrently with power plants having submitted offers, in accordance with Clause 5 Article 53 of this Circular.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

6. Announced output adjusted to reflect the actual operating conditions of the power plants and the power system for power plants that autonomously control active power generation in accordance with the regulations on dispatching, operation, switching operations, incident handling, black start, and restoration of the national power system, and small hydropower plants with reservoirs having a regulating capacity of less than 2 days that submit offers in the electricity market.

7. Forecast capacity from the calculation interval to the end of the day of non-hydropower renewable energy power plants.

8. Electricity export and import output prescribed in Articles 74 and 75 of this Circular.

9. Capacity of generating units of power plants providing auxiliary services.

10. Capacity requirement for secondary frequency control reserve service.

11. Information on the capability of generating units to provide secondary frequency control reserve service.

12. Maintenance and repair schedules for the transmission grid and generating units approved by the power system and electricity market operation unit.

13. Approved generating unit testing schedules.

14. Results of the short-term electricity supply adequacy assessment for Day D in accordance with the regulations on dispatching, operation, switching operations, incident handling, black start, and restoration of the national power system promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

16. Take-or-pay obligations.

17. Hydrological parameters of hydropower reservoirs.

18. Parameters of Battery Energy Storage Systems (BESS).

19. Fuel supply capability.

Article 61. Intra-day dispatch scheduling

The power system and electricity market operation unit shall prepare dispatch schedules for intra-day operation time frames. The intra-day dispatch schedule shall include:

1. The unconstrained dispatch schedule, including:

a) The projected market energy price for each remaining trading interval of Day D;

b) The dispatch order of generating units for each remaining trading interval of Day D.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

a) The projected dispatch profile of each generating unit for each remaining trading interval of Day D, and the regional marginal price for each remaining trading interval of Day D;

b) Warning information, if any;

c) The capacity reserved by generating units for secondary frequency control reserve service.

3. Dispatch scheduling in the event of an overload or surplus generation: the power system and electricity market operation unit shall comply with Article 18 of this Circular.

Article 62. Announcement of intra-day dispatch schedules

No later than 2 hours before the commencement of an operation time frame, the power system and electricity market operation unit shall announce the following information contained in the intra-day dispatch schedule:

1. The projected dispatched capacity, including capacity dispatched for secondary frequency control reserve service, of generating units for each trading interval within the operation time frame, and the regional marginal price for each trading interval within such operation time frame.

2. The projected market energy price for each trading interval within the operation time frame applicable to generation units and the electricity wholesale unit.

3. The list of generating units expected to increase or decrease their generation capacity during each trading interval within the operation time frame.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

a) The trading intervals in which a capacity shortage is expected;

b) The amount of the capacity shortage;

c) Electricity supply adequacy constraints that may not be satisfied.

5. Information on any surplus generation capacity warning for the trading intervals within the operation time frame, including:

a) The trading intervals in which surplus generation capacity is expected;

b) The generating units expected to cease generation.

6. Information on the provision of secondary frequency control service:

a) The capacity demand of the power system for secondary frequency control service;

b) The list of generating units providing secondary frequency control service;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

7. Technical constraints applicable to the operation of power sources and the power grid.

8. Intervention measures taken by the power system and electricity market operation unit to ensure electricity supply.

9. Adjustments or interventions made by the power system and electricity market operation unit to the price offers of generation units in accordance with regulations.

10. No later than 1 hour before the commencement of the operation time frame, the dispatch authorities having control over the power plants prescribed in Point b Clause 1 Article 4 of this Circular shall determine and announce:

a) The dispatched capacity of each generating unit for each intra-day trading interval, based on the offers submitted by the relevant units and taking into account technical limitations of the power grid;

b) Technical constraints affecting the generation capacity of generating units.

Article 63. Handling of capacity shortage warnings

1. The power system and electricity market operation unit may revise the declared capacity of strategic multi-purpose hydropower plants in accordance with Clause 2 Article 66 of this Circular.

2. The power system and electricity market operation unit shall adjust and dispatch additional available capacity from Battery Energy Storage Systems (BESS).

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

4. The power system and electricity market operation unit shall start up additional generating units providing auxiliary services.

5. The power system and electricity market operation unit shall announce on the Electricity Market Web Portal the expected capacity shortage and its expected duration.

Article 64. Handling of warnings of insufficient capacity for secondary frequency control service

2. The power system and electricity market operation unit may use an offer that increases capacity as the intra-day scheduling offer for preparing the intra-day dispatch schedule.

4. The power system and electricity market operation unit may adjust and dispatch additional available capacity from Battery Energy Storage Systems (BESS).

Section 3. ELECTRICITY MARKET OPERATION FOR THE FOLLOWING TRADING INTERVAL

Article 65. Data used for dispatch scheduling for the following trading interval

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

1. Forecast load curves of the entire national power system and the Northern, Central, and Southern regions for the following trading interval and the subsequent 7 trading intervals.

2. Grid synchronization and shutdown plans for slow-start generating units in accordance with the announced day-ahead dispatch schedule or intra-day dispatch schedule.

3. The scheduling offers of offering units for the following trading interval.

4. The declared capacity under the day-ahead dispatch schedule of power plants that do not directly submit offers in the electricity market, as announced by the power system and electricity market operation unit in accordance with Article 56 or Article 62 of this Circular.

5. Simulation results for generating units of thermal power plants that do not directly submit offers, concurrently with power plants having submitted offers, in accordance with Clause 5 Article 53 of this Circular. For other power plants that do not directly submit offers, the declared capacity under the day-ahead dispatch schedule or intra-day dispatch schedule prescribed in Article 56 or Article 62 of this Circular shall be used.

6. Forecast capacity for the following trading interval and the subsequent 7 trading intervals of non-hydropower renewable energy power plants and power plants operating under the avoided-cost mechanism.

7. The capacity demand of the power system for secondary frequency control service and the capability of generating units providing such service to provide secondary frequency control service.

8. The capacity of fast-start reserve service and must-run service required to ensure electricity supply for the following trading interval.

9. The updated list of generating units providing secondary frequency control service.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

11. Other electricity supply adequacy constraints and technical requirements of the power system.

12. Maintenance, repair, and testing schedules for generating units approved by the power system and electricity market operation unit.

13. Electricity import output.

14. Take-or-pay obligations.

Article 66. Adjustment of announced output of power plants

Before preparing the dispatch schedule for the following trading interval, the power system and electricity market operation unit may adjust the output for the following trading interval of strategic multi-purpose hydropower plants and power plants that autonomously control active power generation in accordance with the regulations on dispatching, operation, switching operations, incident handling, black start, and restoration of the national power system promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam, as announced under Clause 1 Article 56 of this Circular.

1. The output of a strategic multi-purpose hydropower plant for the following trading interval may be adjusted in any of the following cases:

a) Abnormal fluctuations in hydrological conditions, renewable energy forecasts, or load demand;

b) A capacity shortage warning under the day-ahead dispatch schedule;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

d) Surplus generation capacity or a capacity shortage arises during the calculation of the dispatch schedule for the following trading interval.

2. In the cases prescribed in Points a and b Clause 1 of this Article, the adjustment range for the announced output of strategic multi-purpose hydropower plants shall be ±25% of the total installed capacity of such plants in the power system, excluding capacity reserved for secondary frequency control service.

3. For power plants that autonomously control active power generation in accordance with the regulations on dispatching, operation, switching operations, incident handling, black start, and restoration of the national power system promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam, and rooftop solar power sources, the announced output shall be adjusted to reflect the actual operating conditions of the power plants and the power system.

Article 67. Dispatch scheduling for the following trading interval

1. The power system and electricity market operation unit shall prepare the dispatch schedule for generating units for the following trading interval using the constrained scheduling method and the unconstrained scheduling method prescribed in Appendix II enclosed with this Circular.

2. Dispatch scheduling for the following trading interval in the event of a capacity shortage:

a) The power system and electricity market operation unit shall schedule generating units according to the following principles:

- Use offers that increase capacity;

- Adjust and dispatch additional available capacity from Battery Energy Storage Systems (BESS);

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

- Dispatch thermal power plants indirectly participating in the electricity market at their variable prices;

- Dispatch generating units providing fast-start reserve service to ensure electricity supply;

- Dispatch hydropower plants indirectly participating in the electricity market in descending order of the ratio of remaining reservoir volume to useful reservoir volume;

- Dispatch generating units providing must-run service to ensure electricity supply;

- Reduce the capacity reserved for secondary frequency control service to the minimum permissible level.

b) The power system and electricity market operation unit shall examine and determine the amount of load expected to be shed to ensure electricity supply.

3. Dispatch scheduling for the following trading interval in the event of an overload or surplus generation: the power system and electricity market operation unit shall adjust the dispatch schedule for the following trading interval by applying the measures prescribed in Article 18 of this Circular.

4. The power system and electricity market operation unit shall prepare the dispatch schedule for the following trading interval in a manner that satisfies the constraints relating to the demand for secondary frequency control service.

5. Dispatch scheduling for the following trading interval in the event of insufficient capacity for secondary frequency control service:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

b) The power system and electricity market operation unit may use an offer that increases capacity as the scheduling offer for preparing the dispatch schedule for the following trading interval;

c) The power system and electricity market operation unit may revise the declared capacity, as prescribed in Article 56 of this Circular, of power plants indirectly participating in the electricity market to satisfy the requirements for secondary frequency control service;

d) The power system and electricity market operation unit may adjust and dispatch additional available capacity from Battery Energy Storage Systems (BESS).

Article 68. Announcement of dispatch schedules for the following trading interval

The power system and electricity market operation unit shall announce the dispatch schedule for the following trading interval 10 minutes before the commencement of that trading interval, including the following information:

1. The forecast load for the following trading interval of the entire national power system and the Northern, Central, and Southern regions.

2. The dispatch schedules of generating units and the regional marginal prices for the Northern, Central, and Southern regions for the following trading interval and the subsequent 7 trading intervals, prepared in accordance with Article 67 of this Circular.

3. The projected market price for each trading interval of the following day applicable to generation units and the electricity wholesale unit.

4. Measures taken by the power system and electricity market operation unit in the event of a capacity shortage or surplus generation capacity.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

6. Information on adjustments to the dispatched capacity of hydropower plants indirectly participating in the electricity market, if any.

7. The projected load-shedding schedule, if any.

8. Information on the provision of secondary frequency control service:

a) The capacity demand of the power system for secondary frequency control service;

b) The list of generating units selected to provide secondary frequency control service;

c) The capacity reserved for secondary frequency control service by each generating unit on the list prescribed in Point b of this Clause.

9. Technical constraints applicable to power sources and the power grid during the following trading interval.

Section 4. REAL-TIME OPERATION

Article 69. Real-time power system dispatch

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

2. The dispatch authority having control over the power plants prescribed in Point b Clause 1 Article 4 of this Circular shall operate such power plants based on the announced dispatch schedule for the following trading interval and report to the power system and electricity market operation unit upon completion.

3. Generation units shall comply with dispatch instructions issued by the power system and electricity market operation unit and the dispatch authority having control over them.

4. A generation unit owning a hydropower plant shall comply with the weekly water level limits of the hydropower plant calculated and announced by the power system and electricity market operation unit in accordance with Clause 2 Article 43 of this Circular.

Article 70. Regulations applicable where reservoirs of hydropower plants are below weekly water level limits

1. The power system and electricity market operation unit shall issue a warning to a hydropower plant whose reservoir water level is below the weekly water level limit. The generation unit shall adjust its offer prices for the following days to ensure that the reservoir water level is not lower than the weekly water level limit for the following week.

2. In any of the following cases, commencing at 00:00 on Tuesday of the following week, the power system and electricity market operation unit shall schedule the relevant hydropower plant based on the default offer prescribed in Points b and c Clause 2 Article 47 of this Circular to restore the reservoir water level to the weekly water level limit: the reservoir of the hydropower plant has remained below the weekly water level limit for 2 consecutive weeks; the hydropower plant has remained below the weekly water level limit for 1 week and the regional energy reserve ratio for that week is less than 5%; the hydropower plant has remained below the weekly water level limit for 1 week and is below the upper limit of the water-level range for reservoir operation during the dry season, if any, prescribed in the inter-reservoir operating procedures; the hydropower plant has remained below the weekly water level limit for 1 week and is below the minimum water level or the lower limit of the water-level range for reservoir operation during the dry season prescribed in the inter-reservoir operating procedures.

3. Once the reservoir water level is no longer below the weekly water level limit, the hydropower plant shall resume submitting price offers in the following week.

4. Before 10:00 every Monday, the power system and electricity market operation unit shall notify the generation unit and the electricity purchasing unit of dispatch scheduling commencing on Tuesday in the following cases:

a) The hydropower plant is below the weekly reservoir water level limit for the first week or for the second week;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

c) The hydropower plant has remained below the weekly water level limit for 1 week and is below the upper limit of the water-level range for reservoir operation during the dry season, if any, prescribed in the inter-reservoir operating procedures;

d) The hydropower plant has remained below the weekly water level limit for 1 week and is below the minimum water level or the lower limit of the water-level range for reservoir operation during the dry season prescribed in the inter-reservoir operating procedures.

Article 71. Intervention in electricity market

1. The power system and electricity market operation unit may intervene in the electricity market in any of the following cases:

a) The power system is operating under an emergency operating condition prescribed in the regulations on electricity transmission systems, electricity distribution systems, and electricity metering and the regulations on dispatching, operation, switching operations, incident handling, black start, and restoration of the national power system promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam;

b) Circumstances arise in which electricity supply cannot be ensured, based on the electricity supply adequacy assessment conducted by the power system and electricity market operation unit in accordance with the regulations on dispatching, operation, switching operations, incident handling, black start, and restoration of the national power system promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam;

c) A dispatch schedule for the following trading interval cannot be produced by the commencement of that trading interval.

2. Where intervention in the electricity market occurs in the case prescribed in Point b Clause 1 of this Article, the power system and electricity market operation unit may adjust the dispatch profiles of power plants to ensure electricity supply. The power system and electricity market operation unit shall report the following information to the Ministry of Industry and Trade of Vietnam and the Electricity Authority of Vietnam:

a) The expected commencement and ending times;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

c) Outstanding issues or issues arising, if any.

3. During intervention in the electricity market, dispatched power sources shall satisfy the technical constraints necessary for the safe, stable, and reliable operation of the power system.

4. In the event of intervention in the electricity market, the power system and electricity market operation unit shall dispatch generating units to achieve the following objectives in order of priority:

a) Maintaining the balance between generation capacity and load;

b) Satisfying the requirements for secondary frequency control service;

c) Satisfying voltage quality requirements;

d) Maintaining the minimum generation configuration necessary to ensure the stability and inertia of the power system.

5. Announcement of information on intervention in the electricity market

a) When intervening in the electricity market, the power system and electricity market operation unit shall announce the following information:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

- The trading intervals during which intervention in the electricity market is expected.

b) Within 24 hours after the intervention in the electricity market ends, the power system and electricity market operation unit shall announce the following information:

- The reasons for the intervention in the electricity market;

- The trading intervals during which the electricity market was subject to intervention;

- The measures applied by the power system and electricity market operation unit to intervene in the electricity market.

Article 72. Suspension of spot electricity market

1. The spot electricity market shall be suspended in any of the following cases:

a) An emergency arises due to a natural disaster or national defense and security requirements;

b) The power system and electricity market operation unit requests suspension of the spot electricity market in any of the following cases:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

- The power system operates under a supply-demand imbalance, where the total available capacity of power plants in the power system is lower than the forecast load, and the power system and electricity market operation unit must implement electricity supply curtailment measures to ensure the safe operation of the system for 48 consecutive trading intervals;

- The safe and continuous operation of the electricity market cannot be ensured.

c) Other cases at the request of a competent authority.

2. The Ministry of Industry and Trade of Vietnam shall consider and decide on the suspension of the spot electricity market in the cases prescribed in Points a and b Clause 1 of this Article and notify the power system and electricity market operation unit thereof.

3. The power system and electricity market operation unit shall notify electricity market participants of the decision of the Ministry of Industry and Trade of Vietnam to suspend the spot electricity market.

4. Operation of the power system during the suspension of the spot electricity market

a) The power system and electricity market operation unit shall dispatch and operate the power system according to the following principles:

- Ensuring the safe, stable, and reliable operation of the system at the lowest electricity purchase cost for the entire system;

- Ensuring compliance with output agreements under electricity export and import contracts and take-or-pay obligations;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

b) Generation units, the electricity transmission unit, and other relevant units shall comply with dispatch instructions issued by the power system and electricity market operation unit.

Article 73. Restoration of spot electricity market

1. Operation of the spot electricity market shall be restored when the following conditions are satisfied:

a) The causes leading to the suspension of the spot electricity market have been remedied;

b) The power system and electricity market operation unit confirms that the spot electricity market is capable of resuming operation.

2. The Ministry of Industry and Trade of Vietnam shall consider and decide on the restoration of the spot electricity market and notify the power system and electricity market operation unit thereof.

3. The power system and electricity market operation unit shall notify electricity market participants of the decision of the Ministry of Industry and Trade of Vietnam to restore the spot electricity market.

Section 5. ELECTRICITY EXPORTS AND IMPORTS IN ELECTRICITY MARKET OPERATION

Article 74. Treatment of exported electricity in dispatch scheduling

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

2. Exported electricity output shall be treated as load at the export point and used for calculating the forecast electricity load demand of the system for day-ahead dispatch scheduling and dispatch scheduling for the following trading interval.

Article 75. Treatment of imported electricity in dispatch scheduling

1. Before 10:00 on Day D-1, the power system and electricity market operation unit shall announce the projected imported electricity output for each trading interval of Day D.

2. For dispatch scheduling purposes, imported electricity output shall be treated as a must-run source with a profile announced in advance for the following day.

Article 76. Payment for exported and imported electricity

Imported or exported electricity shall be paid for in accordance with the relevant import or export contract concluded between the parties.

Chapter VI

ELECTRICITY METERING IN ELECTRICITY MARKET

Article 77. Boundary metering locations in wholesale electricity market

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

2. Each boundary metering location in the wholesale electricity market shall be assigned a separate identifier in the database of the electricity metering data management system in accordance with uniform regulations applicable to electricity market participants, including:

a) A boundary metering location for electricity delivery and receipt between a power plant and the transmission grid;

b) A boundary metering location for the delivery and receipt of imported or exported electricity between the relevant connection and the transmission grid or distribution grid;

c) A boundary metering location for electricity delivery and receipt between the transmission grid and a distribution grid;

d) A boundary metering location for electricity delivery and receipt between a power plant and a distribution grid;

dd) A boundary metering location for electricity delivery and receipt on a distribution grid between electricity wholesale units.

Article 78. Electricity metering systems and systems for collecting, processing, and storing metering data

1. Electricity metering systems and systems for collecting, processing, and storing electricity metering data shall be designed in accordance with the boundary metering locations in the wholesale electricity market prescribed in Article 77 of this Circular.

2. Detailed requirements concerning minimum configuration, technical specifications, time synchronization, sealing and lead sealing, security, operation and maintenance, acceptance testing, handling of metering system incidents, verification, and auditing shall comply with the regulations on electricity transmission systems, electricity distribution systems, and electricity metering promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 79. Responsibilities for collecting and managing metering data in electricity market

1. The power system and electricity market operation unit shall fully collect metering data at the delivery and receipt boundary metering locations prescribed in Clause 2 Article 77 of this Circular. For boundary metering locations between power plants not participating in the electricity market and the distribution grid, collection shall be carried out in accordance with Clause 5 of this Article. Metering data collected and announced by the power system and electricity market operation unit shall be the data given priority for use in calculations and payments in the electricity market.

The power system and electricity market operation unit shall transmit to the shared metering data repository of EVN the metering data collected at the delivery and receipt boundary metering locations prescribed in Points a, b, and d Clause 2 Article 77 of this Circular and Point a Clause 5 of this Article.

2. Except for delivery and receipt metering locations connected to power plants, the electricity transmission unit shall collect delivery and receipt metering data within its management scope and transmit such data to the shared metering data repository of EVN and the power system and electricity market operation unit.

3. An electricity wholesale unit shall collect delivery and receipt metering data within its management scope, including the provision of rooftop solar power data, and transmit such data to the shared metering data repository of EVN and the power system and electricity market operation unit.

4. Power plants directly participating in the electricity market shall collect metering data within their management scope and transmit such data to the power system and electricity market operation unit for use as backup data, for comparison and reconciliation with the data set directly collected by the power system and electricity market operation unit, and for confirmation of the official metering data used for calculations and payments in the electricity market.

5. Other power plants that do not participate in the competitive wholesale electricity market:

a) For a renewable energy power plant that has entered into a contract with EVN, the power system and electricity market operation unit shall directly collect the metering data;

b) For a small hydropower plant, the electricity purchasing unit shall collect metering data from the power plant within its management scope and transmit such data to the power system and electricity market operation unit;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

6. Where a delivery and receipt boundary metering location or the method of metering electricity delivered and received at such boundary is changed within its management scope, the generation unit, electricity transmission unit, or electricity purchasing unit, as applicable, shall promptly notify the relevant parties of and update them on such change for the collection and transmission of electricity metering data to the power system and electricity market operation unit.

7. Before 16:00 on the first day of each month, the power system and electricity market operation unit shall announce meter readings at the delivery and receipt boundary metering locations prescribed in Clause 2 Article 77 of this Circular and Point a Clause 5 of this Article.

Article 80. Storage of metering data

The power system and electricity market operation unit and units participating in the competitive wholesale electricity market as prescribed in Article 2 of this Circular shall retain electricity metering data and related records for at least 5 years.

Article 81. Methods and procedures for collecting metering data

1. Meter readings and transmission of meter data to the power system and electricity market operation unit shall be carried out daily through the following two parallel and independent methods:

a) Method 1: The power system and electricity market operation unit shall perform time synchronization and directly collect metering data from boundary meters in the wholesale electricity market in accordance with Article 79 of this Circular;

b) Method 2: The generation unit, electricity transmission unit, and electricity wholesale unit shall collect metering data from meters within their respective management scopes. Data collected by the electricity transmission unit and electricity wholesale unit shall be transmitted to the shared metering data repository of EVN and the power system and electricity market operation unit.

2. Metering data shall be collected according to the following schedule:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

b) Before 24:00 on Day D+1, the power system and electricity market operation unit shall announce metering data for metering data verification;

c) Before 12:00 on Day D+4, the electricity transmission unit, generation unit, and electricity purchasing unit shall verify and reconcile metering data, identify any issues or events resulting in output discrepancies, and submit to the power system and electricity market operation unit their feedback confirming the metering data reconciliation results. After this deadline, the power system and electricity market operation unit shall not accept feedback concerning issues related to the metering data for Day D. Where no feedback is submitted by the relevant units on the Electricity Market Web Portal before 12:00 on Day D+4, such units shall be deemed to have confirmed their agreement, and the power system and electricity market operation unit shall not be responsible for handling any subsequently arising feedback;

d) Before 12:00 on Day D+5, the power system and electricity market operation unit shall cooperate with the relevant units to inspect, verify, and correct discrepancies and estimate metering data;

dd) Before 16:00 on Day D+5, the power system and electricity market operation unit shall calculate and announce the official electricity metering and load data for Day D on the Electricity Market Web Portal;

e) Before 12:00 on Day D+6, the power system and electricity market operation unit shall reannounce the official electricity metering and load data for Day D where abnormalities or data discrepancies are identified after Day D+5;

g) Before the eighth working day after the end of the settlement cycle, the power system and electricity market operation unit shall announce the record finalizing the output discrepancy for the settlement cycle.

3. Requirements for collecting metering data

a) Metering data collected daily by the electricity metering data management unit shall include active and reactive energy values in both delivery and receipt directions for each 30-minute trading interval of the day, as recorded by the main and backup meters;

b) Metering data shall be openly shared after 24:00 on Day D+1 and fully updated throughout the process of verifying, determining, and estimating the data, so that electricity purchasing units and electricity selling units may access and fully verify such data within the scope of their electricity trading activities;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 82. Verification of metering data

1. The electricity metering data management unit shall verify the metering data collected at the metering data collection, processing, and storage center to ensure the accuracy and validity of such data.

2. Metering data verification and reconciliation shall be carried out according to the following principles:

a) Metering data from the backup metering system shall be used for comparison and reconciliation with data from the main metering system, after conversion to the same metering location, as a basis for confirming that the main metering system operates accurately and reliably with an error not exceeding 1%;

b) Meter data read by the electricity metering system operation management unit and transmitted to the electricity metering data management unit shall be compared and reconciled with the data directly read by the electricity metering data management unit as a basis for determining the reliability and accuracy of the metering data;

c) Electricity output data collected daily from the main and backup metering systems shall be announced and verified and confirmed by the relevant parties as a basis for payment calculations.

3. Where metering data is found to be abnormal or inaccurate, the electricity metering data management unit shall recollect such data, or request the electricity metering system operation management unit to recollect it, and repeat the metering data verification procedures prescribed in Clause 2 of this Article.

4. Where metering data cannot be collected, or where verification and reconciliation reveal discrepancies between meter data and data stored in the on-site computer or the metering database, the electricity metering data management unit shall take charge and cooperate with the relevant units in investigating the causes and correcting, estimating, and offsetting any discrepancies in accordance with the regulations on electricity transmission systems, electricity distribution systems, and electricity metering promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

5. Where the units disagree with the announced metering data, they may request that their reservations be recorded, request an extraordinary audit, or lodge a complaint with a competent authority.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

1. The electricity metering data of a generation unit shall be determined according to the electricity delivery and receipt formula applicable to that generation unit and prescribed in the electricity delivery and receipt arrangement.

2. The electricity metering data of an electricity wholesale unit for a trading interval shall be determined as follows:

a) By adding the following components:

- Electricity output received from the transmission grid;

- Total electricity output received from other electricity wholesale units;

- Total electricity output received from generation sources connected to the distribution grid;

- Total electricity output from imported generation sources connected to the distribution grid.

b) By subtracting the following components:

- Total electricity output delivered to the transmission grid;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 84. Estimation of metering data

1. Where accurate metering data for Day D cannot be collected in accordance with Articles 81, 82, and 83 of this Circular, the power system and electricity market operation unit shall estimate the metering data in accordance with the regulations on electricity transmission systems, electricity distribution systems, and electricity metering promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

2. After electricity metering data has been estimated, the relevant units shall take measures to recollect and determine accurate metering data as a basis for collecting additional payments or making refunds for the periods in which estimated electricity metering data was applied.

3. Where accurate metering data cannot be determined, the estimated metering data shall be used as the official basis for electricity payment between the relevant units.

Article 85. Confirmation of electricity output based on final meter readings

Digital signatures shall be used to confirm the following metering data:

1. The total electricity output delivered and received at the upstream connection points of an electricity wholesale unit.

2. Electricity output purchased from the electricity market.

3. The difference between the electricity output determined from the final monthly meter readings and the aggregate electricity output for all trading intervals in the month.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Chapter VII

CALCULATION OF SPOT ELECTRICITY MARKET PRICES

Section 1. CALCULATION OF MARKET PRICES APPLICABLE TO GENERATION UNITS

Article 86. Determination of market energy price applicable to generation units

1. After Trading Day D, the power system and electricity market operation unit shall prepare the market energy price calculation schedule for each trading interval of Day D according to the following procedures:

a) Calculate the system load for the trading interval by converting metered electricity output to the generator terminals;

b) Prepare the market energy price calculation schedule using the unconstrained scheduling method according to the following sequence:

- Fix the actual generation output of power plants indirectly participating in the electricity market and power plants directly participating in the electricity market but excluded from the electricity market during the relevant trading interval below the base portion of the power system load curve;

- Arrange the capacity bands in the scheduling offers of direct trading generation units. The actual output of renewable energy power plants directly participating in the electricity market, converted to the generator terminals, shall be determined after the operating day on the basis of actual metering data;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

2. The market energy price applicable to a generation unit shall equal the offer price of the final capacity band scheduled to meet the system load in the market energy price calculation schedule. Where the offer price of the final capacity band in such schedule exceeds the electricity market price cap, the market energy price shall equal the electricity market price cap.

Article 87. Full market price applicable to generation units

The full market price applicable to a generation unit for a trading interval shall be determined using the following formula:

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

Where:

FMP(i): Full market price applicable to the generation unit for trading interval i (VND/kWh);

SMP(i): Market energy price applicable to the generation unit for trading interval i, determined in accordance with Article 86 of this Circular (VND/kWh);

CAN(i): Market capacity price applicable to the generation unit for trading interval i, determined in accordance with Article 28 of this Circular (VND/kWh).

Article 88. Determination of market energy price during intervention in electricity market

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Section 2. SPOT ELECTRICITY MARKET PRICES APPLICABLE TO ELECTRICITY WHOLESALE UNITS

Article 89. Market energy price applicable to electricity wholesale units

The market energy price applicable to an electricity wholesale unit for trading interval i shall be calculated as follows:

1. The power system and electricity market operation unit shall calculate and announce the electricity-loss conversion factor for trading interval i using the following formula:

Where:

k(i): Electricity-loss conversion factor for trading interval i;

Q_G(i): Total electricity output during trading interval i of power plants connected to the transmission grid, imported power sources, and power plants connected to the distribution grid that participate in the electricity market or have entered into a power purchase agreement with EVN (kWh);

Q_L(i): Total electricity output delivered and received at the upstream connection points of electricity purchasing units during trading interval i, including electricity output delivered and received between an electricity purchasing unit, including an electricity exporting unit, and the transmission grid, and electricity output delivered and received between such unit and power plants connected to the distribution grid that participate in the electricity market or have entered into a power purchase agreement with EVN (kWh).

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

CSMP(i) = k(i) x SMP(i)

Where:

CSMP(i): Market energy price applicable to the electricity wholesale unit for trading interval i (VND/kWh);

SMP(i): Market energy price applicable to a generation unit for trading interval i, calculated in accordance with Article 86 of this Circular (VND/kWh);

k(i): Electricity-loss conversion factor for trading interval i, determined in accordance with Clause 1 of this Article.

Article 90. Market capacity price applicable to electricity wholesale units

The market capacity price applicable to an electricity wholesale unit for trading interval i shall be calculated as follows:

CCAN(i) = k(i) x CAN(i)

Where:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

CAN(i): Market capacity price applicable to a generation unit for trading interval i, calculated in accordance with Point b Clause 3 Article 28 of this Circular (VND/kWh);

k(i): Electricity-loss conversion factor for trading interval i, determined in accordance with Clause 1 Article 89 of this Circular.

Article 91. Full market price applicable to electricity wholesale units

The full market price applicable to an electricity wholesale unit for trading interval i shall be determined using the following formula:

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

Where:

CFMP(i): Full market price applicable to the electricity wholesale unit during trading interval i (VND/kWh);

CSMP(i): Market energy price applicable to the electricity wholesale unit for trading interval i (VND/kWh);

CCAN(i): Market capacity price applicable to the electricity wholesale unit for trading interval i (VND/kWh).

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

1. Before 09:00 on Day D+2, the power system and electricity market operation unit shall announce the market energy price, market capacity price, and full market price applicable to generation units for each trading interval of Day D.

2. Before 16:00 on Day D+2, the power system and electricity market operation unit shall announce the provisional market energy price, market capacity price, and full market price applicable to electricity wholesale units for each trading interval of Day D.

3. Before 16:00 on Day D+5, the power system and electricity market operation unit shall announce the official market energy price, market capacity price, and full market price applicable to electricity wholesale units for each trading interval of Day D.

Chapter VIII

PAYMENTS

Section 1. PAYMENTS TO DIRECT TRADING GENERATION UNITS

Article 93. Electricity output of power plants used for payment in electricity market

1. The power system and electricity market operation unit shall calculate the following components of the electricity output of a power plant for each trading interval for payment purposes in the electricity market:

a) Electricity output paid at the offer price for a thermal power plant whose offer price exceeds the electricity market price cap (Qbp);

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

c) Electricity output deviating from the output dispatched under dispatch instructions (Qdu). Qdu shall not apply to a power plant with an installed capacity of less than 30 MW, a wind power plant, or a solar power plant. For a cascade hydropower group submitting a common offer for the entire group, where the upstream cascade hydropower plant participates in frequency regulation, Qdu shall not apply to the downstream cascade hydropower plant;

d) Electricity output paid at the market energy price (Qsmp).

2. The electricity output of a power plant deviating from the output dispatched under dispatch instructions (Qdu) for a trading interval shall be determined according to the following procedures:

a) Determination of the output dispatched under dispatch instructions

The output dispatched under dispatch instructions means the electricity output at the generator terminals calculated on the basis of dispatch instructions issued by the power system and electricity market operation unit for the generating unit, taking into account the capacity specified in such dispatch instructions and the ramp-up and ramp-down rate of the generating unit. The output dispatched under dispatch instructions shall be determined using the following formula:

Where:

i: The i-th trading interval;

J: Number of changes to dispatch instructions during trading interval i;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

: The time at which the generating unit reaches the capacity level specified in the dispatch instruction issued by the power system and electricity market operation unit at time (minutes);

ΔT: Duration of a trading interval (minutes);

Qdd_i: Output dispatched under dispatch instructions at the generator terminals for trading interval i (MWh);

: Capacity specified by the power system and electricity market operation unit in the dispatch instruction issued to the generating unit at time (MW);

: Capacity reached by the generating unit at time (MW).

The period from the time at which the dispatch instruction specifying capacity is issued at time to time , when the generating unit reaches capacity , shall be determined as follows:

Where:

a: Ramp-up or ramp-down rate of the generating unit registered in the scheduling offer (MW/minute).

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

b) Conversion of the output dispatched under dispatch instructions , as calculated in accordance with Point a of this Clause, to the metering location;

c) Calculation of the difference between metered electricity output and the output dispatched under dispatch instructions using the following formula:

ΔQ_i=Qmq_i - Qdd_i

Where:

ΔQᵢ: Electricity output deviating from the output dispatched under dispatch instructions during trading interval i (kWh);

Qmqᵢ: Metered electricity output of the generating unit converted to the generator terminals during trading interval i (kWh);

Qddᵢ: Output dispatched under dispatch instructions for the generating unit during trading interval i, calculated in accordance with Point a of this Clause (kWh).

Where no dispatch instruction is issued during trading interval i, Qdd shall be determined using the following formula:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Qddᵢ: Output dispatched under dispatch instructions for the generating unit during trading interval i (kWh);

: Capacity specified by the power system and electricity market operation unit in the dispatch instruction issued to the generating unit at time tp (MW);

ΔT: Duration of a trading interval (minutes).

d) Calculation of the electricity output of the generating unit deviating from dispatch instructions according to the following principles:

- Calculate the permissible deviation using the following formula:

+ For a generating unit with an installed capacity of less than 100 MW:

+ For a generating unit with an installed capacity of 100 MW or more:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

ε: Permissible deviation of the generating unit for each trading interval (kWh);

Qdd_i: Electricity output dispatched under dispatch instructions at the generator terminals (kWh);

ΔT: Duration of a trading interval (minutes).

- Calculate the electricity output of the generating unit deviating from dispatch instructions during the trading interval using the following formulas:

+ Where |ΔQi| ≤ ε: Qdui = 0

+ Where |ΔQi| > ε: Qdui = Qmqi - k_qd x Qddi

Where:

Qdu_i: Electricity output of the generating unit deviating from dispatch instructions during trading interval i (kWh);

Qmqᵢ: Metered electricity output of the power plant during trading interval i (kWh);

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

k_qd: Output conversion factor from the generator terminals to the metering location.

- Calculate the electricity output of the power plant deviating from dispatch instructions during the trading interval using the following formula:

Where:

Qduᵢ: Electricity output of the power plant deviating from dispatch instructions during trading interval i (kWh);

Qdu_i,g : Electricity output of generating unit g of the power plant deviating from dispatch instructions during trading interval i (kWh);

G: Total number of generating units of the power plant.

dd) Where a generating unit or boiler of a thermal power plant is undergoing start-up or shutdown, other than due to an incident, the electricity output deviating from dispatch instructions during such period shall not be taken into account. Where such generating unit or boiler is subject to a technical constraint affecting the generation capacity of another generating unit of the power plant, the electricity output of the affected generating unit deviating from dispatch instructions shall not be taken into account;

e) The meter installed at the generator terminals and the meters installed at the auxiliary-load metering locations of the generating unit, if any, shall be given priority for determining the actual electricity output at the generator terminals for comparison with compliance with dispatch instructions recorded in the dispatch instruction management system.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

a) Identify the generating unit whose offer price exceeds the electricity market price cap and which is included in the market price calculation schedule for trading interval i, and identify the metering location of such generating unit;

b) Calculate the electricity output paid at the offer price at each metering location identified under Point a of this Clause using the following formula:

Where:

i: The i-th trading interval;

j: The j-th metering location of the thermal power plant, identified under Point a of this Clause;

: Electricity output paid at the offer price at metering location j during trading interval i (kWh);

: Metered electricity output at metering location j during trading interval i (kWh);

: Electricity output corresponding to the capacity offered at a price lower than or equal to the electricity market price cap during trading interval i by the generating unit connected to metering location j, converted to such metering location (kWh);

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

: Electricity output of the generating unit connected to metering location j deviating from the output dispatched under dispatch instructions, converted to such metering location (kWh).

c) Calculate the electricity output of the power plant paid at the offer price using the following formula:

Where:

j: The j-th metering location of the thermal power plant, identified under Point a of this Clause;

J: Total number of metering locations of the power plant having generating units whose offer prices exceed the electricity market price cap and which are included in the market price calculation schedule;

Qbp_i: Electricity output of the power plant paid at the offer price during trading interval i (kWh);

: Electricity output paid at the offer price at metering location j during trading interval i (kWh).

4. The incremental electricity output of a power plant during a trading interval shall be determined according to the following procedures:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where Qdu > 0:

Where Qdu ≤ 0:

Where:

: Metered electricity output used for payment for the generating unit during trading interval i, converted to the generator terminals (kWh);

: Electricity output of the generating unit deviating from the output dispatched under dispatch instructions, converted to the generator terminals (kWh);

: Electricity output corresponding to the capacity of the generating unit included in the market energy price calculation schedule during trading interval i (kWh);

: Electricity output corresponding to the dispatched capacity of the generating unit during the trading interval, determined using the following formula:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

J: Number of changes to dispatch instructions due to constraints during trading interval i;

: The time at which the power system and electricity market operation unit issues the j-th dispatch instruction changing the capacity of the generating unit due to a constraint during trading interval i (minutes). Where, at such time, the capacity of the generating unit is lower than the capacity included in the market energy price calculation schedule for the trading interval (), shall be the time at which the generating unit reaches such scheduled capacity;

: The time at which the generating unit reaches the capacity level specified in the dispatch instruction issued by the power system and electricity market operation unit at time (minutes). Where, at such time, the capacity of the generating unit is lower than the capacity included in the market energy price calculation schedule for trading interval I (), shall be the time at which the generating unit reaches such scheduled capacity;

ΔT: Duration of a trading interval (minutes);

: Capacity specified by the power system and electricity market operation unit in the dispatch instruction issued to the generating unit at time . Where such capacity is lower than the capacity included in the market energy price calculation schedule for the trading interval (), it shall be taken as the scheduled capacity (MW);

: Capacity reached by the generating unit at time (MW);

: The period from the time at which the dispatch instruction specifying capacity is issued at time to time , when the generating unit reaches capacity , determined as follows:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

For a generating unit providing the secondary frequency control service during the trading interval through the AGC system, where data on the capacity levels specified in dispatch instructions issued by the power system and electricity market operation unit cannot be determined, such electricity output shall equal the metered electricity output of the generating unit during the trading interval, converted to the generator terminals.

Where a thermal generating unit is undergoing start-up or shutdown, other than due to an incident, the incremental electricity output of such generating unit during the trading interval shall equal 0.

c) Calculation of the incremental electricity output of the power plant during trading interval i using the following formula:

Where:

: Total incremental electricity output of the power plant during trading interval i, converted to the metering location (kWh);

g: A generating unit of the power plant producing incremental electricity output during trading interval i;

G: Total number of generating units of the power plant producing incremental electricity output during trading interval i;

k: Output conversion factor from the generator terminals to the metering location;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

d) The power system and electricity market operation unit shall announce the reasons for any incremental electricity output of the power plant arising from power system constraints.

5. The electricity output of the power plant paid at the market energy price during trading interval i shall be determined using the following formulas:

Where the electricity output deviating from the output dispatched under dispatch instructions is positive (Qduᵢ > 0):

Qsmp_i = Qmq_i - Qbp_i - Qcon_i - Qdu_i

Where the electricity output deviating from the output dispatched under dispatch instructions is negative (Qduᵢ < 0):

Qsmp_i = Qmq_i - Qbp_i- Qcon_i

Where:

Qsmp_i : Electricity output of the power plant paid at the market energy price during trading interval i (kWh);

Qmqᵢ: Metered electricity output of the power plant during trading interval i (kWh);

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Qcon_i: Incremental electricity output of the power plant during trading interval i (kWh);

Qdu_i: Electricity output deviating from the output dispatched under dispatch instructions during trading interval i (kWh).

Article 94. Adjustment of electricity output of power plants for payment in electricity market

1. Electricity output used for payment in the electricity market shall be adjusted in the following cases:

a) During trading interval i, the metered electricity output of the power plant is less than or equal to the contracted electricity output for that trading interval;

b) During trading interval i, the metered electricity output of the power plant is greater than the contracted electricity output of the power plant for that trading interval, while the electricity output of the power plant paid at the market energy price is less than the contracted electricity output for that trading interval.

2. The power system and electricity market operation unit shall recalculate and adjust the electricity output components used for payment in the electricity market during the trading intervals prescribed in Clause 1 of this Article, based on the following output components:

a) The contracted electricity output of the power plant for the trading interval, determined in accordance with Article 38 of this Circular;

b) The electricity output of the power plant paid at the market energy price (Qsmpᵢ) during trading interval i, determined in accoCrdance with Clause 5 Article 93 of this Circular;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

3. Adjustment principles

a) In the case prescribed in Point a Clause 1 of this Article, the incremental electricity output (Qconᵢ) and the electricity output paid at the offer price for a power plant whose offer price exceeds the electricity market price cap (Qbpᵢ) shall be adjusted to 0 for that trading interval (Qcon_i = 0; Qbp_i = 0);

b) In the case prescribed in Point b Clause 1 of this Article, the electricity output used for payment in the electricity market shall be adjusted on the principle that the metered electricity output for that trading interval shall remain unchanged and in accordance with the payment calculation procedures in the electricity market prescribed in Appendix III enclosed with this Circular.

Article 95. Market energy payments

1. The power system and electricity market operation unit shall calculate the total market energy payments of a power plant, excluding wind power plants, solar power plants, biomass power plants, and small hydropower plants, for a settlement cycle using the following formula:

Rg = Rsmp + Rbp + Rcon + Rdu

Where:

Rg: Total market energy payments for the settlement cycle (VND);

Rsmp: Payment for the electricity output paid at the market energy price during the settlement cycle (VND);

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Rcon: Payment for incremental electricity output during the settlement cycle (VND);

Rdu: Payment for electricity output deviating from the output dispatched under dispatch instructions during the settlement cycle (VND).

2. Payment for the electricity output of a power plant paid at the market energy price during the settlement cycle shall be determined as follows:

a) Calculation for each trading interval i using the following formula:

Rsmp_i = Qsmp_i x SMP_i

Where:

Rsmpᵢ: Payment for the electricity output of the power plant paid at the market energy price during trading interval i of the settlement cycle (VND);

SMPᵢ: Market energy price for trading interval i of the settlement cycle (VND/kWh);

Qsmpᵢ: Electricity output paid at the market energy price during trading interval i of the settlement cycle (kWh).

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

Rsmp: Payment for the electricity output of the power plant paid at the market energy price during the settlement cycle (VND);

i: The i-th trading interval of the settlement cycle;

I: Total number of trading intervals in the settlement cycle;

Rsmpᵢ: Payment for the electricity output of the power plant paid at the market energy price during trading interval i (VND).

3. Payment for the electricity output paid at the offer price for a thermal power plant whose offer price exceeds the electricity market price cap during the settlement cycle shall be determined as follows:

a) Calculation for each trading interval using the following formula:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Rbpᵢ: Payment for the electricity output of the power plant offered above the electricity market price cap during trading interval i (VND);

j: The j-th offer band in the offer of a generating unit of the thermal power plant whose offer price exceeds the electricity market price cap and which is arranged in the market energy price calculation schedule;

J: Total number of offer bands in the offer of the thermal power plant whose offer prices exceed the electricity market price cap and which are arranged in the market energy price calculation schedule;

: Offer price corresponding to offer band j in the offer of generating unit g of the thermal power plant during trading interval i (VND/kWh);

: Highest offer price among the offer bands of the thermal power plant arranged in the market energy price calculation schedule during trading interval i (VND/kWh);

: Electricity output corresponding to the capacity offered at the offer price in the offer of the thermal power plant and dispatched during trading interval i, converted to the metering location (kWh);

Qbp: Electricity output of the thermal power plant offered above the electricity market price cap during trading interval i, converted to the metering location (kWh).

b) Calculation for the settlement cycle using the following formula:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Rbp: Payment for the electricity output of the power plant offered above the electricity market price cap during the settlement cycle (VND);

i: A trading interval during which the power plant is dispatched at an offer price exceeding the electricity market price cap;

I: Total number of trading intervals during which the power plant is dispatched at an offer price exceeding the electricity market price cap;

Rbpᵢ: Payment for the electricity output of the power plant offered above the electricity market price cap during trading interval i (VND).

4. Payment for incremental electricity output of a power plant shall be determined as follows:

a) Calculation for each trading interval using the following formula:

Where:

Rconᵢ: Payment for incremental electricity output during trading interval i (VND);

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

G: Total number of generating units of the power plant producing incremental electricity output during trading interval i;

: Incremental electricity output of generating unit g during trading interval i, converted to the metering location (kWh);

: Highest offer price corresponding to the incremental capacity band of generating unit g during trading interval i (VND/kWh). For a hydropower plant, where this offer price exceeds the electricity market price cap, the electricity market price cap shall apply.

b) Calculation for the settlement cycle using the following formula:

Where:

Rcon: Payment for incremental electricity output during the settlement cycle (VND);

i: The i-th trading interval of the settlement cycle during which the power plant is required to generate incremental output under dispatch instructions;

I: Total number of trading intervals in the settlement cycle during which the power plant is required to generate incremental output under dispatch instructions;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

c) The power system and electricity market operation unit shall announce the reasons for any incremental electricity output of the power plant arising from power system constraints.

5. Where a hydropower plant is dispatched due to a must-run constraint and has an offer price exceeding the electricity market price cap, or is dispatched for a capacity band whose offer price exceeds the electricity market price cap, the corresponding electricity output generated during that trading interval shall be paid at the electricity market price cap.

6. Payment for electricity output of a power plant deviating from the output dispatched under dispatch instructions during a trading interval.

a) Calculation for each trading interval using the following formula:

- Where electricity output exceeds the output specified in dispatch instructions:

Where:

Rduᵢ: Payment for electricity output deviating from dispatch instructions during trading interval i (VND);

g: A generating unit of the power plant generating above the output specified in dispatch instructions during trading interval i;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

: Electricity output of generating unit g generated above the output specified in dispatch instructions during trading interval i (kWh);

Pbminᵢ: Lowest offer price among all generating units during trading interval i (VND/kWh).

- Where electricity output is lower than the output specified in dispatch instructions:

Where:

Rduᵢ: Payment for electricity output deviating from dispatch instructions during trading interval i (VND);

g: A generating unit of the power plant generating below the output specified in dispatch instructions during trading interval i;

G: Total number of generating units of the power plant generating below the output specified in dispatch instructions during trading interval i;

: Electricity output of generating unit g generated below the output specified in dispatch instructions during trading interval i (kWh);

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Pbp_i,max: Energy price of the highest-priced generating unit paid during trading interval i (VND/kWh).

b) Calculation for the settlement cycle using the following formula:

Where:

Rdu: Payment for electricity output deviating from dispatch instructions during the settlement cycle (VND);

i: The i-th trading interval of the settlement cycle during which the thermal power plant generates output deviating from dispatch instructions;

I: Total number of trading intervals in the settlement cycle during which the thermal power plant generates output deviating from dispatch instructions;

Rduᵢ: Payment for electricity output deviating from the output dispatched under dispatch instructions during trading interval i (VND).

7. The power system and electricity market operation unit shall calculate the market energy payment of a wind power plant, solar power plant, biomass power plant, or small hydropower plant during the settlement cycle using the following formula:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

Rg: Market energy payment for the settlement cycle applicable to a renewable energy power plant (VND);

Rsmpᵢ: Payment for the electricity output of the power plant paid at the market energy price during trading interval i of the settlement cycle (VND);

SMPᵢ: Market energy price for trading interval i of the settlement cycle (VND/kWh);

Qmqᵢ: Metered electricity output of the power plant (kWh);

i: The i-th trading interval of the settlement cycle;

I: Total number of trading intervals in the settlement cycle.

Article 96. Market capacity payment

The power system and electricity market operation unit shall calculate the market capacity payment for a power plant during the settlement cycle according to the following procedures:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Rcan (i) = CAN (i) x Qmq (i)

Where:

Rcan(i): Capacity payment for the power plant during trading interval i (VND);

CAN(i): Market capacity price during trading interval i (VND/kWh);

Qmq(i): Metered electricity output of the power plant during trading interval i (kWh).

2. Calculation for the settlement cycle using the following formula:

Where:

Rcan: Capacity payment for the power plant during the settlement cycle (VND);

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

I: Total number of trading intervals in the settlement cycle;

Rcanᵢ: Capacity payment for the power plant during trading interval i (VND).

Article 97. Contract-for-difference payment under power purchase agreement

Based on the market energy price and market capacity price announced by the power system and electricity market operation unit, the generation unit shall calculate the payment under the power purchase agreement and submit it to the electricity purchasing unit in accordance with Article 112 of this Circular for the settlement cycle according to the following procedures:

1. Calculation for each trading interval using the following formula:

Rc (i) = [Pc - FMP(i)] x Qc(i)

Where:

Rc(i): Contract-for-difference payment during trading interval i (VND);

Qc(i): Contracted electricity output during trading interval i (kWh);

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

FMP(i): Full market price applicable to the generation unit during trading interval i (VND/kWh).

2. Calculation for the settlement cycle using the following formula:

Where:

Rc: Contract-for-difference payment during the settlement cycle (VND);

i: The i-th trading interval of the settlement cycle;

I: Total number of trading intervals in the settlement cycle;

Rc(i): Contract-for-difference payment during trading interval i (VND).

Section 2

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 98. Calculation of electricity purchase costs at spot electricity market prices of electricity wholesale units during trading intervals

1. The electricity output delivered and received at the upstream connection points of electricity wholesale unit l during trading interval i shall be determined in accordance with Clause 2 Article 83 of this Circular.

2. The electricity output purchased at market prices by an electricity wholesale unit during a trading interval shall be determined as follows:

a) The power system and electricity market operation unit shall calculate and announce the proportion of electricity purchased from the spot electricity market by the relevant electricity wholesale unit from power plants having power purchase agreements with EVN and allocated to such electricity wholesale unit:

Where:

X₁: Proportion of electricity purchased at spot electricity market prices by electricity wholesale unit l from power plants with allocated contracts (%);

Q_c(g,M): Contracted electricity output for month M of power plant g, calculated in accordance with Articles 17, 37, and 38 of this Circular (kWh);

Q_ptdk(l,M): Forecast electricity output delivered and received at the upstream connection points for month M, provided by electricity wholesale unit l for preparation of the next-month operation plan (kWh);

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

L: Total number of electricity wholesale units.

b) The electricity output purchased at market prices by an electricity wholesale unit from power plants with allocated contracts during trading interval i shall be determined using the following formula:

Q_m1(l,i)=X₁ x Q(l, i)

Where:

Q_m1(l,i): Electricity output purchased at market prices by electricity wholesale unit l from power plants with allocated contracts during trading interval i (kWh);

X₁: Proportion of electricity purchased at spot electricity market prices by electricity wholesale unit l from power plants with allocated contracts, calculated and announced by the power system and electricity market operation unit in accordance with Point a of this Clause (%);

Q(l,i): Electricity output delivered and received at the upstream connection points of electricity wholesale unit l during trading interval i, determined in accordance with Clause 1 of this Article (kWh).

c) The electricity output purchased at market prices by electricity wholesale unit l during trading interval i from power plant g having a direct power purchase agreement shall be determined using the following formula:

Q_m2(l,g,i) = X₂(g, i) x Q(l,i)

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Q_m2(l,g,i): Electricity output purchased at market prices by electricity wholesale unit l during trading interval i from power plant g having a direct contract (kWh);

X₂(g,i): Electricity output proportion (%), calculated using the following formula:

Where:

Q_mq(g,i): Electricity output delivered at the delivery and receipt point during trading interval i by power plant g, which directly participates in the electricity market and has entered into a direct power purchase agreement with the electricity wholesale unit (kWh);

L: Total number of electricity wholesale units having direct power purchase agreements with power plant g;

k(i): Electricity-loss conversion factor for trading interval i, determined in accordance with Clause 1 Article 89 of this Circular.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

Q_m(l,i): Total electricity output purchased from the spot electricity market by electricity wholesale unit l during trading interval i (kWh);

Q_m1(l,i): Electricity output purchased at market prices by electricity wholesale unit l from power plants with allocated contracts during trading interval i (kWh);

Q_m2(l,g,i): Electricity output purchased at market prices by electricity wholesale unit l during trading interval i from power plant g having a direct contract (kWh);

G: Total number of power plants having power purchase agreements with the electricity wholesale unit.

3. Electricity purchase costs at spot electricity market prices of an electricity wholesale unit during trading interval i shall be determined as follows:

a) The electricity purchase cost at spot electricity market prices of an electricity wholesale unit from power plants with allocated contracts during trading interval i shall be determined using the following formula:

C_m1(l,i) = CFMP(i) x Q_m1(l,i)

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

C_m1(l,i): Electricity purchase cost at spot electricity market prices of electricity wholesale unit l from power plants with allocated contracts during trading interval i (VND);

CFMP(i): Full market price applicable to the electricity wholesale unit during trading interval i (VND/kWh);

Q_m1(l,i): Total electricity output purchased at market prices by electricity wholesale unit l from power plants with allocated contracts during trading interval i, calculated in accordance with Point b Clause 2 of this Article (kWh).

b) The electricity purchase cost at spot electricity market prices of an electricity wholesale unit during trading interval i from power plant g having a power purchase agreement with such electricity wholesale unit shall be determined using the following formula:

C_m2(l,g,i) = CFMP(i) x Q_m2(l,g,i)

Where:

g: A power plant having a power purchase agreement with the electricity wholesale unit;

C_m2 (l,g,i): Electricity purchase cost at spot electricity market prices of electricity wholesale unit l for power plant g during trading interval i (VND);

CFMP(i): Full market price applicable to the electricity wholesale unit during trading interval i (VND/kWh);

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

c) The total electricity purchase cost from the spot electricity market of an electricity wholesale unit during a trading interval shall be determined using the following formula:

Where:

C_m(l,i): Total electricity purchase cost from the spot electricity market of electricity wholesale unit l during trading interval i (VND);

C_m1(l,i): Electricity purchase cost at spot electricity market prices of electricity wholesale unit l from power plants with allocated contracts during trading interval i (VND);

g: A power plant having a power purchase agreement with the electricity wholesale unit;

G: Total number of power plants having power purchase agreements with the electricity wholesale unit;

C_m2(l,g,i): Electricity purchase cost at spot electricity market prices of electricity wholesale unit l from power plant g during trading interval i (VND).

Article 99. Calculation of electricity purchase costs in spot electricity market of electricity wholesale units during settlement cycles

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

1. The electricity purchase cost in the spot electricity market of electricity wholesale unit l during settlement cycle M from power plants with allocated contracts shall be determined using the following formula:

Where:

i: The i-th trading interval of the settlement cycle;

I: Total number of trading intervals in the settlement cycle;

TC_m1(l,M): Electricity purchase cost in the spot electricity market of electricity wholesale unit l during settlement cycle M from power plants with allocated contracts (VND);

C_m1(l,i): Electricity purchase cost in the spot electricity market of electricity wholesale unit l during trading interval i from power plants with allocated contracts, determined under Point a Clause 3 Article 98 of this Circular (VND).

2. The electricity purchase cost in the spot electricity market of electricity wholesale unit l during the settlement cycle for power plant g having a power purchase agreement with the electricity wholesale unit shall be determined using the following formula:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

i: The i-th trading interval of the settlement cycle;

I: Total number of trading intervals in the settlement cycle;

g: A power plant having a power purchase agreement with the electricity wholesale unit;

TCm2(l,g,M): Electricity purchase cost in the spot electricity market of electricity wholesale unit l during settlement cycle M from power plant g having a power purchase agreement with the electricity wholesale unit (VND);

Cm2(l,g,i): Total electricity purchase cost at spot electricity market prices of electricity wholesale unit l during trading interval i from power plant g having a power purchase agreement with the electricity wholesale unit (VND);

UpliftM(g): Spot electricity market price adjustment component applicable to the electricity wholesale unit for power plant g during settlement cycle M, calculated by the power system and electricity market operation unit on the basis of data provided by the generation unit after the operating month using the following formula:

Where:

g: A power plant having a power purchase agreement with the electricity wholesale unit;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

I: Total number of trading intervals in settlement cycle M;

L: Total number of electricity wholesale units;

Rg(M): Total market energy payments during settlement cycle M of power plant g, as stated in the monthly electricity market payment statement issued by the power system and electricity market operation unit, determined in accordance with Article 95 of this Circular (VND);

R^g_can (M): Total revenue at the market capacity price during settlement cycle M of power plant g, as stated in the monthly electricity market payment statement issued by the power system and electricity market operation unit, determined in accordance with Article 96 of this Circular (VND);

Cm₂(l,g,i): Electricity purchase cost at spot electricity market prices of electricity wholesale unit l during trading interval i from power plant g, determined under Point b Clause 3 Article 98 of this Circular (VND);

Qm₂ (l,g,i): Electricity output purchased at market prices by electricity wholesale unit l during trading interval i from power plant g, determined in accordance with Point c Clause 2 Article 98 of this Circular (kWh).

3. The total electricity purchase costs of an electricity wholesale unit in the spot electricity market during the settlement cycle shall be determined using the following formula:

Where:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

TC_m1(l,M): Electricity purchase cost in the spot electricity market of electricity wholesale unit l during settlement cycle M from power plants with allocated contracts, determined under Clause 1 of this Article (VND);

g: A power plant having a power purchase agreement with the electricity wholesale unit;

G: Total number of power plants having power purchase agreements with the electricity wholesale unit;

TC_m2(l,g,M): Electricity purchase cost in the spot electricity market of electricity wholesale unit l during settlement cycle M from power plant g, determined under Clause 2 of this Article (VND).

Article 100. Calculation of contract-for-difference payments under power purchase agreements of electricity wholesale units

The electricity seller shall calculate the contract-for-difference payment under the power purchase agreement during the settlement cycle according to the following procedures:

1. Calculation for each trading interval using the following formula:

Rc(i) = [Pc - FMP(i)] x Qc(i)

Where:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Qc(i): Contracted electricity output during trading interval i (kWh);

Pc: Price under the power purchase agreement (VND/kWh);

FMP_i: Full market price applicable to the generation unit during trading interval i (VND/kWh).

2. Calculation for the settlement cycle using the following formula:

Where:

: Contract-for-difference payment during settlement cycle M (VND);

i: The i-th trading interval of the settlement cycle;

I: Total number of trading intervals in the settlement cycle;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Section 3. AUXILIARY SERVICE PAYMENTS AND OTHER PAYMENTS

Article 101. Payments for secondary frequency control services

The power system and electricity market operation unit shall calculate payments to a generation unit providing the secondary frequency control service, including:

1. For the metered electricity output of a power plant providing frequency regulation services during a trading interval, payments shall be calculated in accordance with Articles 95 and 96 of this Circular.

2. The payment at the CAN capacity price for the electricity output corresponding to the capacity provided for the secondary frequency control service shall be calculated as follows:

R_đt(i) = CAN(i) x Q_đt(i)

Where:

R_đt(i): Payment at the CAN capacity price for the electricity output corresponding to the capacity provided for the secondary frequency control service during trading interval i (VND);

CAN(i): Market capacity price applicable to a generation unit during trading interval i (VND/kWh);

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Q_đt = Max{Min ([Q_cb - Q_mq], Q_đtcb), 0}

Where:

Q_đtcb: Electricity output corresponding to the capacity for provision of the secondary frequency control service announced for the next trading interval of the generating unit, converted to the metering location during trading interval i (kWh);

Q_cb: Electricity output corresponding to the declared capacity of the generating unit in its scheduling offer, converted to the metering location during trading interval i (kWh);

Q_mq: Metered electricity output of the power plant during trading interval i (kWh).

Where, during the actual trading interval, the generating unit does not participate in the secondary frequency control service or the generating unit experiences an incident, the electricity output corresponding to the capacity provided for the secondary frequency control service during that interval shall equal zero (Q_đt = 0).

Article 102. Payments for fast-start reserve services, must-run services to ensure electricity supply, voltage regulation services, and black-start services

A unit providing fast-start reserve services, must-run services to ensure electricity supply (including regular must-run operation and operation of a gas turbine power plant in open-cycle mode, or operation using part or all of its backup fuel due to a shortage of primary fuel, under instructions from the power system and electricity market operation unit), voltage regulation services, or black-start services shall be paid under the relevant auxiliary service agreement in accordance with the regulations on methods for determining, and the procedures for approving, prices of power system auxiliary services and the principal contents of power system auxiliary service agreements promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

Article 103. Payments to hydropower plants with reservoirs having regulating capacity of less than 2 days

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

1. Electricity market payments: Payments shall be made in accordance with Clauses 2 and 6 Article 95 and Article 96 of this Circular.

2. Contract-for-difference payment under the power purchase agreement

a) The contracted electricity output under the power purchase agreement for each trading interval of such power plant shall be calculated using the following formula:

Qc(i) = Qhc(i) x α

Where:

Qc(i): Contracted electricity output of the power plant during trading interval i (kWh);

α: Proportion of electricity output paid at the contract price applicable to a hydropower plant with a reservoir having a regulating capacity of less than 2 days, as prescribed by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam;

Qhc(i): Adjusted electricity output during trading interval i (kWh), determined as follows:

- Where Qdu(i)> 0, Qhc(i) = Qm(i) - Qdu(i);

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Qm(i): Electricity output at the metering location during trading interval i (kWh);

Qdu(i): Electricity output deviating from dispatch instructions during trading interval i (kWh).

b) The payment under the power purchase agreement of the power plant shall be calculated based on the contracted electricity output prescribed in Point a of this Clause and using the formula prescribed in Article 97 of this Circular.

Article 104. Payments to renewable energy power plants directly participating in electricity market

1. A renewable energy power plant having a power purchase agreement with a large electricity consumer participating in the direct power trading mechanism and choosing to sell electricity in the spot electricity market shall be paid in accordance with the regulations on the direct power trading mechanism issued by the Government of Vietnam.

2. A renewable energy power plant that does not participate in the direct power trading mechanism but chooses to participate directly in the electricity market shall receive the following payment components:

a) Electricity market payments: Payments shall be made in accordance with Clause 7 Article 95 and Article 96 of this Circular;

b) Payment under a contract-for-difference power purchase agreement:

The contracted electricity output under the power purchase agreement for each trading interval of such power plant shall be calculated using the following formula:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

Qc(i): Contracted electricity output of the power plant during trading interval i (kWh);

α: Proportion of electricity output paid at the contract price applicable to a renewable energy power plant, as prescribed by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam;

Qmq(i): Electricity output at the metering location during trading interval i (kWh).

c) The payment under the power purchase agreement of the power plant shall be calculated based on the contracted electricity output prescribed in Point a of this Clause and using the formula prescribed in Article 97 of this Circular.

Article 105. Other payments to power plants having contracts with EVN

1. Where the monthly metered electricity output provided by the electricity metering data management unit in accordance with Clause 2 Article 83 of this Circular differs from the total daily metered electricity output for that month provided by the electricity metering data management unit in accordance with Clause 1 Article 83 of this Circular, the difference in electricity output shall be paid in accordance with the power purchase agreement entered into between EVN and the generation unit.

2. Where a thermal generating unit is required to shut down or to shut down one boiler to reduce its output in accordance with Clause 3 Article 67 of this Circular, or where a transmission line is under repair or construction, the start-up costs shall be paid as agreed in the power purchase agreement between EVN and the generation unit. The power system and electricity market operation unit shall confirm such event for the generating unit, as notified by the generation unit, so that the electricity purchasing unit may use such confirmation as the basis for paying the start-up costs.

3. Where a power plant has a generating unit undergoing testing, the entire power plant shall be excluded from the electricity market during the testing intervals. The entire electricity output delivered by the power plant to the grid during the testing intervals shall be paid in accordance with the power purchase agreement with EVN corresponding to the generating unit configuration and type of fuel used.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

5. Where a power plant has a generating unit disconnected from the grid and operating in islanded mode at the request of the power system and electricity market operation unit, the entire electricity output of the power plant during the relevant trading intervals shall be paid in accordance with the power purchase agreement with EVN.

6. Where a power plant has a generating unit disconnected from the national power system and connected to a grid importing electricity from abroad, based on the results of the year-ahead power system operation calculations of the power system and electricity market operation unit, the participation of such power plant in the electricity market in the following year and payments to such power plant shall be regulated as follows:

a) Where a hydropower plant with a reservoir having a regulating capacity of less than 2 days is scheduled to connect to a grid importing electricity from abroad, the entire power plant shall be excluded from the electricity market and shall participate indirectly in the electricity market in the following year. The entire electricity output of the power plant in the following year shall be paid at the electricity price specified in the power purchase agreement entered into with EVN;

b) Except for the case prescribed in Point a of this Clause, where, during the operating year, a power plant has a generating unit connected to a grid importing electricity from abroad, the entire electricity output of the power plant on any trading day containing a trading interval during which such generating unit is connected to the grid importing electricity from abroad shall be paid at the electricity price specified in the power purchase agreement entered into with EVN.

7. Where a hydropower generating unit is required by the power system and electricity market operation unit, for reasons of ensuring electricity supply, to generate at a capacity greater than its declared capacity in the scheduling offer for the next trading interval, the entire electricity output delivered by the power plant to the grid during such period shall be paid in accordance with the power purchase agreement with EVN.

8. The power system and electricity market operation unit shall provide complete and timely information concerning the operation of BOT power plants, imported power plants, and power plants providing auxiliary services at EVN's request, for payment purposes in accordance with the power purchase agreements between EVN and the relevant generation units. The information to be provided is specified in detail in Appendix III enclosed with this Circular.

Article 106. Other payments to power plants having direct contracts with electricity wholesale units

1. Other payments to a power plant having a direct contract with an electricity wholesale unit include:

a) The difference between the monthly metered electricity output provided by the electricity metering data management unit in accordance with Clause 2 Article 83 of this Circular and the total metered electricity output of all trading intervals in the month provided by the electricity metering data management unit in accordance with Clause 1 Article 83 of this Circular shall be paid as agreed in the power purchase agreement entered into between the electricity wholesale unit and the generation unit;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

c) Where a power plant has a generating unit undergoing testing, the entire power plant shall be excluded from the electricity market during the testing intervals. The entire electricity output delivered by the power plant to the grid during the testing intervals shall be paid as agreed in the power purchase agreements with the electricity wholesale unit corresponding to the generating unit configuration and type of fuel used;

d) Where a power plant has a generating unit undergoing AGC system testing at the request of the power system and electricity market operation unit, the entire power plant shall be excluded from the electricity market, and the entire electricity output delivered by the power plant to the grid during the testing intervals shall be paid in accordance with the power purchase agreement with the electricity wholesale unit. Before December 1 of Year N−1, the power system and electricity market operation unit shall prepare and announce to the electricity market participants the list of generating units expected to undergo AGC system testing in Year N;

dd) Taxes and fees payable to a power plant having direct contracts with electricity wholesale units during the monthly settlement cycle M, including water resource tax, forest environmental service fees, environmental protection fees for industrial wastewater, payments for the use of sea areas for dumping dredged materials, land rent, and other taxes and fees, if any;

e) Where a generating unit has an approved outage schedule but is still required to generate electricity at the request of the power system and electricity market operation unit to ensure electricity supply, the entire power plant shall be excluded from the electricity market for the period during which it generates electricity at the request of the power system and electricity market operation unit. The entire electricity output delivered by the power plant to the grid during such period shall be paid as agreed in the power purchase agreement between the electricity wholesale unit and the generation unit;

g) Where a power plant has a generating unit disconnected from the grid and operating in islanded mode at the request of the power system and electricity market operation unit, the entire electricity output of the power plant during the relevant trading intervals shall be paid as agreed in the power purchase agreement between the electricity wholesale unit and the generation unit;

h) Where a power plant has a generating unit disconnected from the national power system and connected to a grid importing electricity from abroad, based on the results of the year-ahead power system operation calculations of the power system and electricity market operation unit, the participation of such power plant in the electricity market in the following year and payments to such power plant shall be regulated as follows:

- Where a hydropower plant with a reservoir having a regulating capacity of less than 2 days is scheduled to connect to a grid importing electricity from abroad, the entire power plant shall be excluded from the electricity market and shall participate indirectly in the electricity market in the following year. The entire electricity output of the power plant in the following year shall be paid at the electricity price specified in the power purchase agreement between the electricity wholesale unit and the generation unit;

- Except for the case prescribed in Point a of this Clause, where, during the operating year, a power plant has a generating unit connected to a grid importing electricity from abroad, the entire electricity output of the power plant on any trading day containing a trading interval during which such generating unit is connected to the grid importing electricity from abroad shall be paid at the electricity price specified in the power purchase agreement between the electricity wholesale unit and the generation unit.

i) Where a hydropower generating unit is required by the power system and electricity market operation unit, for reasons of ensuring electricity supply, to generate at a capacity greater than its declared capacity in the scheduling offer for the next trading interval, the entire electricity output delivered by the power plant to the grid during such period shall be paid as agreed in the power purchase agreement between the electricity wholesale unit and the generation unit.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

L: Total number of electricity wholesale units;

R_kh(l,g,M): Other payment allocated to electricity wholesale unit l from power plant g having a direct power purchase agreement during the monthly settlement cycle M, as agreed in the power purchase agreement between the two parties (VND);

R_kh(g,M): Total other payments prescribed in Clause 1 of this Article for power plant g having a direct power purchase agreement with an electricity wholesale unit during monthly settlement cycle M (VND);

Q(l,M): Electricity output delivered and received by electricity wholesale unit l during the monthly settlement cycle M (kWh).

3. The other payments prescribed in Points c and d Clause 1 of this Article shall be allocated among the electricity wholesale units in proportion to their electricity output delivered and received during the relevant trading interval, as announced by the power system and electricity market operation unit, and determined using the following formula:

Where:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

i: A trading interval within the period during which power plant g experiences an event prescribed in Point c or d Clause 1 of this Article;

R_kh (l, g, i): Other payment prescribed in Point c or d Clause 1 of this Article allocated to electricity wholesale unit l during trading interval i (VND);

Q(l, i): Electricity output delivered and received by electricity wholesale unit l during trading interval i (kWh).

Article 107. Payments during intervention in electricity market

1. Where an intervention in the electricity market occurs as prescribed in Article 71 of this Circular, the electricity purchasing unit shall make payments to a generation unit having a direct contract as agreed in the power purchase agreement. The power system and electricity market operation unit shall confirm the relevant event so that the generation unit may complete the payment dossier for submission to the electricity purchasing unit.

2. Where the dispatch schedules of power plants are adjusted to ensure electricity supply as prescribed in Clause 2 Article 71 of this Circular, the power system and electricity market operation unit, the electricity purchasing unit, and the generation unit shall calculate and make payments in accordance with Articles 95, 96, and 97 of this Circular.

Article 108. Payments during suspension of spot electricity market

During the suspension of the spot electricity market, the electricity purchasing unit shall make payments to a generation unit having a direct contract as agreed in the power purchase agreement. The power system and electricity market operation unit shall confirm the relevant event so that the generation unit may complete the payment dossier for submission to the electricity purchasing unit.

Section 4. PAYMENT PROCEDURES

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Before 09:00 on Day D+2, the power system and electricity market operation unit shall compile and provide the electricity purchasing unit and the generation units with data used for calculating payments for each power plant.

Article 110. Electricity market payment statements for trading days

1. Before 16:00 on Day D+4, the power system and electricity market operation unit shall prepare and send the preliminary electricity market payment statement for Trading Day D to the generation units through the Electricity Market Web Portal, using Form No. 14 in Appendix VI enclosed with this Circular.

2. Before 16:00 on Day D+5, the power system and electricity market operation unit shall prepare and send the spot electricity market payment statement for Day D to the electricity purchasing units through the Electricity Market Web Portal, using Form No. 14 in Appendix VI enclosed with this Circular.

3. Before 12:00 on Day D+6, the direct trading generation units and the electricity purchasing units shall confirm the electricity market payment statement on the Electricity Market Web Portal in accordance with regulations and notify the power system and electricity market operation unit of any errors in the preliminary electricity market payment statement.

2. Before 16:00 on Day D+6, the power system and electricity market operation unit shall prepare and send the finalized electricity market payment statement for Day D to the electricity purchasing unit and the generation units through the Electricity Market Web Portal, using Form No. 14 in Appendix VI enclosed with this Circular. The generation unit shall issue the daily payment statement and include it in the payment dossier for the settlement cycle.

Article 111. Electricity market payment statements for settlement cycles

1. The power system and electricity market operation unit shall compile payment data for the trading days within the settlement cycle and verify and reconcile such data against the record summarizing electricity output provided by the electricity metering data management unit.

2. Within 10 working days from the last trading day of the settlement cycle, the power system and electricity market operation unit shall announce:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

b) The total electricity output delivered and received at the upstream connection points of each electricity wholesale unit and the proportion of electricity output delivered and received at the upstream connection points of the electricity wholesale unit, calculated in accordance with Clause 2 Article 106 of this Circular.

3. Within 13 working days from the last trading day of the settlement cycle, the power system and electricity market operation unit shall prepare and issue the electricity market payment statement for the settlement cycle to the electricity purchasing unit and the generation unit.

4. The electricity market payment statement for the settlement cycle shall include the summary tables made according to Forms No. 14 and No. 15 in Appendix VI enclosed with this Circular and the record confirming meter readings and electricity output.

3. Method of confirming payment statements and electricity market events: The direct trading generation units, the electricity purchasing units, and the power system and electricity market operation unit shall use digital signatures to confirm and issue electricity market payment statements and confirm electricity market events. Where a digital signature system experiences an incident, the electricity purchasing unit and the power system and electricity market operation unit shall directly confirm and issue the electricity market payment statements and confirm the electricity market events, and shall reconfirm them after the incident has been remedied.

Article 112. Payment dossier

1. A direct trading generation unit shall prepare and send electricity market payment documents to the electricity purchasing unit based on the electricity market payment statement for the settlement cycle.

2. A direct trading generation unit shall prepare and send documents for the contract-for-difference payment to the electricity purchasing unit in accordance with the agreement in the power purchase agreement concluded between the electricity purchasing unit and the generation unit.

3. A direct trading generation unit shall prepare and send a payment invoice to the electricity purchasing unit in accordance with the power purchase agreement. The payment invoice shall include electricity market payments and contract-for-difference payments for the settlement cycle.

Article 113. Payment dossiers for auxiliary service agreements and other payments

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 114. Invoice adjustments

1. Where an invoice contains errors, the generation unit or the electricity purchasing unit may request that such errors be handled in accordance with the power purchase agreement and relevant regulations within 1 month from the date of issuance. The relevant parties shall cooperate in determining and agreeing on the adjustment payments.

2. The generation unit shall include the adjustment payment in the invoice for the following settlement cycle.

Article 115. Payment

1. The electricity purchasing unit shall make payment in accordance with the invoice issued by the generation unit. The payment deadline shall be determined in accordance with the power purchase agreement concluded between the two parties.

2. The generation unit and the electricity purchasing unit shall agree on the payment method in the electricity market in conformity with this Circular and relevant regulations.

3. By the 20th day of each month, where the generation unit has not received the electricity market payment statement for reasons not attributable to the generation unit, the generation unit may prepare and send a provisional dossier and payment invoice based on the generated electricity output and the electricity price specified in the concluded power purchase agreement. After the electricity market payment statement is issued, the difference between the provisional payment amount and the final settlement amount shall be offset in the following month.

4. Where the electricity purchasing unit fails to make payment by the payment deadline, interest shall accrue on the overdue electricity payment at the interest rate agreed by the two parties in the concluded power purchase agreement.

Article 116. Handling of payment errors

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 117. Payments under power purchase agreements between EVN and electricity wholesale units

Payments under the power purchase agreement between EVN and an electricity wholesale unit shall include:

1. The spot electricity market payment between EVN and the electricity wholesale unit for power plants with allocated contracts, as prescribed in Clause 1 Article 99 of this Circular.

2. The contract-for-difference payment under the power purchase agreement between EVN and the electricity wholesale unit for power plants with allocated contracts, calculated in accordance with Article 100 of this Circular.

3. Payment by EVN to the electricity wholesale unit at the wholesale electricity price for the remaining electricity output delivered and received at the upstream connection points after deducting the output paid in accordance with Article 98, Point c Clause 1 Article 106, Article 107, and Article 108 of this Circular.

4. Other payments as agreed in the power purchase agreement.

Chapter IX

INFORMATION TECHNOLOGY SYSTEM SERVING ELECTRICITY MARKET OPERATION

Article 118. Software for electricity market operation

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

a) Market simulation software;

b) Water value calculation software;

c) Dispatch scheduling software;

d) Software serving payment calculations;

dd) Other software serving electricity market operation.

2. The power system and electricity market operation unit shall develop and operate software serving the electricity market.

Article 119. Requirements for software for electricity market operation

1. Software shall ensure accuracy, reliability, and security and satisfy the standards developed by the power system and electricity market operation unit.

2. Software shall be accompanied by complete technical instructions and operating procedures.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

1. Software for electricity market operation shall be developed to support the calculations and transactions prescribed in this Circular and the electricity market operating procedures.

2. The power system and electricity market operation unit shall:

a) Develop standards for software for electricity market operation;

b) Appraise and inspect the software’s compliance with the standards prescribed in Point a of this Clause before it is put into use;

c) Announce the list, algorithms, and procedures for using software for electricity market operation.

Article 121. Software audit

1. Software serving the electricity market shall be audited in the following cases:

a) Before the electricity market officially commences operation;

b) Before new software is put into use;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

d) Periodically.

2. The power system and electricity market operation unit shall propose a qualified independent audit unit to conduct the audit and report such matters to the Electricity Authority of Vietnam before the audit is conducted.

3. The power system and electricity market operation unit shall announce the audit results to the electricity market participants.

Article 122. Structure of electricity market information system

The electricity market information system includes the following basic components:

1. Hardware and software systems serving the management, exchange, and security of electricity market information.

2. Database and data storage systems.

3. The electronic information portal serving the electricity market, including the internal website and the public website.

Article 123. Management and operation of electricity market information system

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

2. The electricity market participants shall invest in equipment within their respective management scopes that satisfies the technical requirements prescribed by the power system and electricity market operation unit, thereby ensuring connection to the electricity market information system.

3. The electricity metering data management unit shall develop, manage, and operate the transmission network connecting the electricity market information system of the power system and electricity market operation unit with the equipment of the electricity market participants.

4. The power system and electricity market operation unit may only operate or modify the existing electricity market information system after it has been fully accepted and approved by the Electricity Authority of Vietnam.

5. The power system and electricity market operation unit shall equip the electricity market information system with backup equipment to ensure that market information can be collected, transmitted, and announced where the main electricity market information system experiences an incident or cannot be operated.

6. The power system and electricity market operation unit shall develop and manage an information security system to ensure the safety and confidentiality of electricity market information.

Article 124. Provision and announcement of electricity market information

1. The generation units, electricity wholesale units, transmission units, distribution units, and electricity metering data management units shall provide the power system and electricity market operation unit with information and data serving calculations of contracted electricity output allocation, annual load forecasting, operation planning, dispatch scheduling, and payment calculations in accordance with this Circular through the web portal of the electricity market information system.

2. The power system and electricity market operation unit shall provide and announce information, data, and electricity market operation reports to the electricity market participants in accordance with this Circular through the web portal of the electricity market information system.

3. Levels of access authorization shall be determined according to the functions of the units and prescribed in the procedures for management and operation of the information technology system for electricity market administration in Appendix V enclosed with this Circular.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

a) Information on the electricity market participants;

b) Load data for each region and the system;

c) Data on generation capacity by generation technology type and for the entire power system;

d) Statistical data on market prices;

dd) Other information prescribed in the procedures for management and operation of the information technology system for electricity market administration in Appendix V enclosed with this Circular.

Article 125. Responsibility for ensuring accuracy of electricity market information

1. An electricity market participant shall ensure the accuracy and completeness of electricity market information at the time of provision.

2. Where information already provided or announced is found to be inaccurate or incomplete, the electricity market participant shall correct such information and provide the accurate information again to the relevant unit.

Article 126. Confidentiality of electricity market information

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

a) Information on power purchase agreements;

b) Price offers of a generation unit before the end of the trading day;

c) Other information beyond its authority to disclose.

2. An electricity market participant shall not disclose information beyond the scope that it is authorized to provide and announce.

Article 127. Exemptions from electricity market information confidentiality

1. Information may be provided at the request of the Electricity Authority of Vietnam or a competent authority in accordance with the law.

2. Information independently compiled and analyzed from information announced in the electricity market, provided that it was not improperly supplied by other electricity market participants in violation of Article 126 of this Circular.

Article 128. Retention of electricity market information

The power system and electricity market operation unit shall retain records of all information exchange activities conducted through the electricity market information system. Such information shall be retained for at least 5 years.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

SUPERVISION OF ELECTRICITY MARKET OPERATION

Article 129. Responsibilities for electricity market supervision

1. The Electricity Authority of Vietnam shall conduct regular and periodic supervision of electricity market operations by compiling and assessing operational results based on collected data and on-site inspections of electricity market participants. Electricity market supervision shall include:

a) Results of electricity market operation;

b) Assessment of compliance by the electricity market participants with electricity market regulations.

2. The electricity market participants shall cooperate with the Electricity Authority of Vietnam in supervising the electricity market, and detect and report to the Electricity Authority of Vietnam any arising issues and acts showing signs of violations during electricity market operation.

Article 130. Announcement of electricity market operation information

The power system and electricity market operation unit shall periodically announce electricity market operation information in accordance with the procedures for management and operation of the information technology system for electricity market administration in Appendix V enclosed with this Circular, according to the following schedule:

1. Before 15:00 each day, announce the electricity market operation report for the preceding day.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

3. Before the 20th day of each month, announce the electricity market operation report for the preceding month.

4. Before January 31 each year, announce the electricity market operation report for the preceding year.

Article 131. Provision of data serving supervision of electricity market operation

1. Provision of data serving supervision of electricity market operation:

a) The power system and electricity market operation unit shall provide the Electricity Authority of Vietnam with information and data on electricity market operation, including:

- Data and calculation results of annual, monthly, and weekly electricity market operation plans;

- Data and results of day-ahead, next-interval, and real-time electricity market operation and payment calculations;

- Other necessary information and data at the request of the Electricity Authority of Vietnam for electricity market supervision.

b) An electricity market participant shall provide information and data relating to its activities in the electricity market at the request of the Electricity Authority of Vietnam for electricity market supervision.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

a) The power system and electricity market operation unit shall provide information to the Electricity Authority of Vietnam by the following methods:

- Automatic online synchronization between the electricity market database of the power system and electricity market operation unit and the electricity market supervision database of the Electricity Authority of Vietnam. The list of electricity market information and data to be synchronized shall be prescribed by the Electricity Authority of Vietnam;

- Where the method of data provision prescribed in the first indent of this Point cannot yet be applied, the power system and electricity market operation unit shall prepare and send electricity market data files in the formats, forms, and according to the schedule prescribed by the Electricity Authority of Vietnam.

b) An electricity market participant shall provide information and data in written form or as data files made according to the prescribed forms at the request of the Electricity Authority of Vietnam.

3. Data quality assurance

a) The power system and electricity market operation unit shall ensure the quality of data provided to the Electricity Authority of Vietnam, including daily reports, weekly reports, and the contents of the electricity market database;

b) An electricity market participant shall ensure the quality of data provided to the Electricity Authority of Vietnam for investigation purposes, and such data shall be certified as accurate by the data-providing unit.

Article 132. Electricity market operation reporting regulations

1. Monthly electricity market operation reporting regulations applicable to the power system and electricity market operation unit

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

b) Report contents: According to Form No. 01 in Appendix VI enclosed with this Circular;

c) Reporting entity: The power system and electricity market operation unit;

d) Report recipient: The Electricity Authority of Vietnam;

dd) Method of report submission: Via the email system;

e) Report submission deadline: Before the 20th day of Month M+1, the report on electricity market operation for Month M shall be submitted;

g) Reporting frequency: Monthly.

2. Annual electricity market operation reporting regulations applicable to the power system and electricity market operation unit

a) Report title: Electricity Market Operation Report for Year N;

b) Report contents: According to Form No. 02 in Appendix VI enclosed with this Circular;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

d) Report recipient: The Electricity Authority of Vietnam;

dd) Method of report submission: The report shall be submitted to the report recipient by one of the following methods:

- Via the electronic office system (E-office);

- Via the email system;

- By postal service.

e) Report submission deadline: Before March 1 of Year N+1, the report on electricity market operation for Year N shall be submitted;

g) Reporting frequency: Annually.

3. Annual electricity market operation reporting regulations applicable to direct trading generation units

a) Report title: Electricity Market Operation Report for Year N;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

c) Reporting entities: Direct trading generation units;

d) Report recipient: The Electricity Authority of Vietnam;

dd) Method of report submission: The report shall be submitted to the report recipient by one of the following methods:

- Via the email system;

- By postal service.

e) Report submission deadline: Before March 1 of Year N+1, the report on electricity market operation for Year N shall be submitted;

g) Reporting frequency: Annually.

4. Annual electricity market operation reporting regulations applicable to electricity purchasing units

a) Report title: Electricity Market Operation Report for Year N;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

c) Reporting entities: Electricity purchasing units participating in the competitive wholesale electricity market;

d) Report recipient: The Electricity Authority of Vietnam;

dd) Method of report submission: The report shall be submitted to the report recipient by one of the following methods:

- Via the email system;

- By postal service.

e) Report submission deadline: Before March 1 of Year N+1, the report on electricity market operation for Year N shall be submitted;

g) Reporting frequency: Annually.

5. Ad hoc reports

a) Ad hoc report upon the occurrence of electricity market intervention

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

- Report contents upon the occurrence of electricity market intervention: A detailed report on the electricity market intervention event, including the time, causes, intervention measures, and assessment of impacts;

- Reporting entity: The power system and electricity market operation unit;

- Report recipient: The Electricity Authority of Vietnam;

- Method of report submission: Via the email system;

- Report submission deadline: Within 24 hours from the time of electricity market intervention.

b) The power system and electricity market operation unit, the generation units, and the electricity purchasing units shall submit ad hoc reports on electricity market operation at the request of the Electricity Authority of Vietnam.

Article 133. Audit of electricity market data and compliance

1. Periodic audit

Before March 31 each year, the power system and electricity market operation unit shall organize and complete the audit of electricity market data and compliance for the preceding year. The annual audit of data and the calculation process performed by the power system and electricity market operation unit in the electricity market shall include:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

b) Calculation steps;

c) Calculation results;

d) Compliance by the power system and electricity market operation unit with the procedures prescribed in this Circular.

2. Ad hoc audit

The Electricity Authority of Vietnam may require the power system and electricity market operation unit to organize an ad hoc audit with specific audit contents and scope in the following cases:

a) Where signs of abnormalities in electricity market operation are detected;

b) At the written request of an electricity market participant, clearly stating the contents of and reasonable grounds for requesting the ad hoc audit.

3. The power system and electricity market operation unit shall propose a qualified independent audit unit to perform the electricity market audit and submit such proposal to the Electricity Authority of Vietnam for approval.

4. The electricity market participants shall cooperate during the electricity market audit.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

a) The power system and electricity market operation unit shall pay the audit costs in the cases prescribed in Clause 1 and Point a Clause 2 of this Article;

b) The unit requesting the audit shall pay the audit costs in the case prescribed in Point b Clause 2 of this Article.

6. Within 10 days from receipt of the audit report submitted by the audit unit, the power system and electricity market operation unit shall send it to the Electricity Authority of Vietnam and the relevant units.

Chapter XI

IMPLEMENTATION

Article 134. Responsibilities of Electricity Authority of Vietnam

1. Disseminate, inspect, and supervise the implementation of this Circular.

2. Promulgate, or submit to the Ministry’s leadership for promulgation, documents guiding the implementation of power purchase agreements that were entered into or were under negotiation before this Circular takes effect.

3. Promulgate, or submit to the Ministry’s leadership for promulgation, documents providing guidance on newly arising matters and difficulties during implementation.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

1. Invest in, develop, install, and upgrade the electricity market information system and software serving the electricity market in conformity with the requirements prescribed in this Circular.

2. Issue specific regulations on the tasks, entitlements, standards, working regulations, and working relationships applicable to the position of Electricity Market Trading Operation Engineer of the unit in conformity with Articles 136, 137, 138, and 139 of this Circular; and organize training, examinations, and recognition of such position for participation in electricity market trading operation.

3. Guide electricity market participants on the procedures for registering participation in the electricity market in accordance with this Circular and upgrade the Electricity Market Web Portal to enable generation units to apply for participation in the electricity market online.

4. Be responsible for compiling information provided by the units for input into the electricity market simulation model, calculation outputs, and information announced on the web portal serving the electricity market, ensuring accuracy, reliability, and a practical basis in accordance with this Circular.

5. Develop databases and provide and synchronize operational data between the power system and electricity market operation unit and the Electricity Authority of Vietnam to serve the supervision and assessment by the Electricity Authority of Vietnam of the power system and electricity market operation.

6. Equip itself with the tools and data necessary for operation planning, dispatch scheduling, and real-time operation, including weather, meteorological, and hydrological data for forecasting hydropower output based on inflows; renewable energy forecasts, including capacity, output, and relevant meteorological factors; and calculation and simulation data estimating real-time solar irradiance from sources such as satellite cloud imagery to serve the monitoring of rooftop solar power capacity.

Article 136. Tasks and entitlements of Electricity Market Trading Operation Engineers

1. Tasks

a) Ensure fair and transparent electricity market operation in compliance with regulations on power system and electricity market operation promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

c) Prepare year-ahead and month-ahead electricity market operation plans, week-ahead power system and electricity market operation plans, and day-ahead, intra-day, and next-trading-interval power source dispatch schedules, including direct trading units and indirect trading units, in accordance with this Circular;

d) Notify generation units and fuel suppliers of forecast gas demand during the preparation of week-ahead operation plans and day-ahead, intra-day, and next-trading-interval dispatch schedules;

dd) Announce day-ahead, intra-day, and next-trading-interval dispatch information on the power system and electricity market website in accordance with regulations;

e) Calculate and assess the available generation capacity of the national power system and regional power systems, and cooperate with relevant units in implementing measures to ensure supply-demand balance and electricity supply;

g) Calculate payments for the electricity market participants in accordance with this Circular;

h) Perform other tasks specifically prescribed by the power system and electricity market operation unit, ensuring conformity with this Circular and other relevant laws.

2. Entitlements

a) Request the operation management unit and relevant units to provide information serving power system operation and electricity market administration in accordance with this Circular and other relevant laws;

b) Cooperate with national load dispatchers, on-duty renewable energy engineers, and regional load dispatchers in updating real-time operational information serving power source dispatch scheduling;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

d) Exercise other entitlements specifically prescribed by the power system and electricity market operation unit, ensuring conformity with this Circular and other relevant laws.

Article 137. Regulations on training for position of Electricity Market Trading Operation Engineer

1. Regulations on recruitment and training for the position of Electricity Market Trading Operation Engineer:

a) The power system and electricity market operation unit shall organize the recruitment and training of human resources serving electricity market operation. A person nominated for training shall fully satisfy the conditions prescribed in Article 138 of this Circular and other conditions prescribed by the power system and electricity market operation unit in conformity with the position and tasks to be assigned after completion of the training;

b) The power system and electricity market operation unit shall organize training, refresher training, and advanced training for Electricity Market Trading Operation Engineers and shall specifically prescribe the duration and contents of such training.

2. After the prescribed training contents and duration have been fully completed, the power system and electricity market operation unit shall organize an examination and issue an Operation Certificate to the Electricity Market Trading Operation Engineer according to the form prescribed in the regulations on standards and working regulations applicable to the position of Electricity Market Trading Operation Engineer.

3. After recognizing the position of the person nominated for training, the power system and electricity market operation unit shall notify the relevant units of the newly recognized position of such Electricity Market Trading Operation Engineer.

Article 138. Conditions applicable to persons nominated for training for position of Electricity Market Trading Operation Engineer

1. Be a Vietnamese citizen and reside in Vietnam.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

3. Have a clear personal record and not be subject to criminal prosecution, serving a criminal sentence, or labor disciplinary action.

4. Be no more than 30 years of age in the case of new recruitment, or no more than 40 years of age in other cases specifically prescribed by the power system and electricity market operation unit.

5. Meet the foreign-language and information-technology proficiency requirements prescribed by the power system and electricity market operation unit.

6. Be physically fit to work in shifts.

7. Satisfy other conditions prescribed by the power system and electricity market operation unit for each specific period.

Article 139. Working regulations and working relationships in power system operation and electricity market administration

1. Working regulations:

a) The assignment and organization of electricity market operation shifts and the calculation and preparation of power system and electricity market operation plans for Electricity Market Trading Operation Engineers shall ensure the continuous, safe, and efficient operation of the power system and electricity market and comply with regulations on power system and electricity market operation promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam;

b) Depending on the level of development, design, and infrastructure of the electricity market and the requirements for calculation and preparation of power system and electricity market operation plans, the power system and electricity market operation unit shall specify the number of Electricity Market Trading Operation Engineers in each shift performing operation-planning calculations, which shall not be fewer than 2;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

d) The salary, bonuses, remuneration, and allowances of Electricity Market Trading Operation Engineers shall be graded according to the respective levels applicable to the highest operational position within the power system and electricity market operation unit.

2. Relationship between the leadership of the power system and electricity market operation unit and Electricity Market Trading Operation Engineers:

a) The leader directly responsible for electricity market operation within the power system and electricity market operation unit may instruct Electricity Market Trading Operation Engineers to perform relevant tasks during electricity market administration, provided that such instructions do not contravene this Circular or other relevant procedures and regulations;

b) Where an instruction of the leader directly responsible for electricity market operation contravenes this Circular or other relevant procedures and regulations, the Electricity Market Trading Operation Engineer may refuse to implement such instruction, except where human life or equipment safety is endangered. After implementing the leader’s instruction, the Electricity Market Trading Operation Engineer shall fully record the instruction in the operation log and shift handover log;

c) Where there are sufficient grounds to determine that an Electricity Market Trading Operation Engineer lacks the required operating capability, the leader directly responsible for electricity market operation may temporarily suspend that engineer from duty during the relevant shift and appoint another Electricity Market Trading Operation Engineer as a replacement. The suspended Electricity Market Trading Operation Engineer may leave the working position only after fully handing over the operating situation to the replacement.

Article 140. Responsibilities of relevant units

1. Electricity market participants shall complete their information equipment in conformity with the electricity market information system in accordance with this Circular.

2. A generation unit participating in the electricity market shall enter into a power purchase agreement in accordance with the regulations on methods for determining electricity generation service prices; principles for calculating electricity prices for implementation of power projects; and principal contents of power purchase agreements promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

3. A large electricity consumer participating in the direct power trading mechanism shall comply with the regulations on the direct power trading mechanism and other relevant laws.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

5. A generation unit and a fuel supplier shall provide the power system and electricity market operation unit with data on fuel supply capability, take-or-pay constraints, and technical constraints of the primary fuel supply system for calculation of the take-or-pay prescribed in Clause 78 Article 3 of this Circular, based on the fuel consumption rate specified in the power purchase agreement.

Article 141. Transitional provisions

1. The electricity market operation plan 2026, approved by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam, and the monthly electricity market operation plans for 2026, approved by the Electricity Authority of Vietnam, before the effective date of this Circular, shall continue to apply. Where the power system and electricity market operation unit considers it necessary to recalculate and update the electricity market operation plan 2026 in accordance with this Circular, it shall report to the Ministry of Industry and Trade of Vietnam for consideration and decision.

2. Electricity wholesale units currently participating in the competitive wholesale electricity market shall continue to participate in accordance with this Circular.

Article 142. Entry into force

1. This Circular comes into force as of July 20, 2026.

2. Clause 2 Article 1 and Clause 51 Article 3 of this Circular shall take effect from the date of its signing and promulgation.

3. Circular No. 16/2025/TT-BCT dated February 1, 2025 of the Minister of Industry and Trade of Vietnam and Circular No. 36/2025/TT-BCT dated June 3, 2025 of the Minister of Industry and Trade of Vietnam are hereby annulled.

4. During implementation, arising difficulties shall be reported to the Ministry of Industry and Trade of Vietnam for implementation guidance or consideration of appropriate amendments and supplements.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

PP. MINISTER
DEPUTY MINISTER

Nguyen Hoang Long

Văn bản được hướng dẫn - [0]

Văn bản được hợp nhất - [0]

Văn bản bị sửa đổi bổ sung - [0]

Văn bản bị đính chính - [0]

Văn bản bị thay thế - [0]

Văn bản được dẫn chiếu - [0]

Văn bản được căn cứ - [0]

Văn bản liên quan ngôn ngữ - [1]

Văn bản đang xem

Thông tư 29/2026/TT-BCT quy định vận hành Thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành

Số hiệu:	29/2026/TT-BCT
Loại văn bản:	Thông tư
Lĩnh vực, ngành:	Thương mại
Nơi ban hành:	Bộ Công thương
Người ký:	Nguyễn Hoàng Long
Ngày ban hành:	02/06/2026
Ngày hiệu lực:	Đã biết
Ngày đăng:	Đã biết
Số công báo:	Đã biết
Tình trạng:	Đã biết

Văn bản liên quan cùng nội dung - [0]

Văn bản hướng dẫn - [0]

Văn bản hợp nhất - [0]

Văn bản sửa đổi bổ sung - [0]

Văn bản đính chính - [0]

Văn bản thay thế - [0]

[...] Đăng nhập tài khoản TVPL Basic hoặc TVPL Pro để xem toàn bộ lược đồ văn bản

BỘ CÔNG THƯƠNG --------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: 29/2026/TT-BCT	Hà Nội, ngày 02 tháng 6 năm 2026