Thông tư 45/2018/TT-BCT về vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi quy định về phương pháp xác định giá phát điện
- Tổng hợp lại tất cả các quy định pháp luật còn hiệu lực áp dụng từ văn bản gốc và các văn bản sửa đổi, bổ sung, đính chính…
- Khách hàng chỉ cần xem Nội dung MIX, có thể nắm bắt toàn bộ quy định pháp luật hiện hành còn áp dụng, cho dù văn bản gốc đã qua nhiều lần chỉnh sửa, bổ sung.
thuộc tính Thông tư 45/2018/TT-BCT
Cơ quan ban hành: | Bộ Công Thương |
Số công báo: | Đã biết Vui lòng đăng nhập tài khoản gói Tiêu chuẩn hoặc Nâng cao để xem Số công báo. Nếu chưa có tài khoản Quý khách đăng ký tại đây! |
Số hiệu: | 45/2018/TT-BCT |
Ngày đăng công báo: | Đã biết Vui lòng đăng nhập tài khoản gói Tiêu chuẩn hoặc Nâng cao để xem Ngày đăng công báo. Nếu chưa có tài khoản Quý khách đăng ký tại đây! |
Loại văn bản: | Thông tư |
Người ký: | Trần Tuấn Anh |
Ngày ban hành: | 15/11/2018 |
Ngày hết hiệu lực: | Đã biết Vui lòng đăng nhập tài khoản gói Tiêu chuẩn hoặc Nâng cao để xem Ngày hết hiệu lực. Nếu chưa có tài khoản Quý khách đăng ký tại đây! |
Áp dụng: | |
Tình trạng hiệu lực: | Đã biết Vui lòng đăng nhập tài khoản gói Tiêu chuẩn hoặc Nâng cao để xem Tình trạng hiệu lực. Nếu chưa có tài khoản Quý khách đăng ký tại đây! |
Lĩnh vực: | Công nghiệp, Thương mại-Quảng cáo, Điện lực |
TÓM TẮT VĂN BẢN
Ngày 15/11/2018, Bộ Công Thương đã ra Thông tư 45/2018/TT-BCT quy định vận hành Thị trường bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung Thông tư 56/2014/TT-BCT về phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện.
Thông tư này quy định cụ thể trách nhiệm tham gia thị trường điện của đơn vị phát điện, theo đó:
- Nhà máy điện có giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện, có công suất đặt lớn hơn 30 MW đấu nối vào hệ thống điện quốc gia có trách nhiệm hoàn thành thủ tục đăng ký và trực tiếp tham gia thị trường điện;
- Nhà máy điện có công suất đặt đến 30MW đấu nối lưới điện cấp điện áp từ 110kV trở lên (trừ các trường hợp quy định tại Điểm a, Điểm c, Điểm d, Điểm đ, Điểm e Khoản 3 Điều 4) và nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện có công suất đặt lớn hơn 30 MW được quyền lựa chọn tham gia thị trường điện;
- Các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện: Nhà máy điện BOT; Nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo không phải thủy điện trừ trường hợp đã nêu trên.
Các nhà máy điện đã được cấp phép hoạt động điện lực và phải tham gia thị trường điện nhưng không đăng ký tham gia thị trường điện sẽ không được huy động phát điện lên lưới điện quốc gia.
Từ ngày 01/01/2020, Thông tư này bị sửa đổi, bổ sung bởi Thông tư 24/2019/TT-BCT.
Từ ngày 22/02/2021, Thông tư này bị hết hiệu lực một phần bởi Thông tư 57/2020/TT-BCT.
Xem chi tiết Thông tư45/2018/TT-BCT tại đây
tải Thông tư 45/2018/TT-BCT
BỘ CÔNG THƯƠNG Số: 45/2018/TT-BCT |
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Hà Nội, ngày 15 tháng 11 năm 2018 |
Căn cứ Nghị định số 98/2017/NĐ-CP ngày 18 tháng 8 năm 2017 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;
Căn cứ Luật Điện lực ngày 03 tháng 12 năm 2004; Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực ngày 20 tháng 11 năm 2012;
Căn cứ Nghị định số 137/2013/NĐ-CP ngày 21 tháng 10 năm 2013 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Điện lực và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực;
Căn cứ Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg ngày 08 tháng 11 năm 2013 của Thủ tướng Chính phủ quy định về lộ trình, các điều kiện và cơ cấu ngành điện để hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam;
Theo đề nghị của Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực;
Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện.
QUY ĐỊNH CHUNG
Thông tư này quy định về:
Thông tư này áp dụng đối với các đơn vị tham gia thị trường điện sau đây:
Trong Thông tư này, các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
ĐĂNG KÝ THAM GIA THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
- Ngày đầu tiên của tháng M nếu ngày vận hành thương mại của nhà máy điện được công nhận trước ngày 20 tháng M-1;
- Ngày đầu tiên của tháng M+1 nếu ngày vận hành thương mại của nhà máy điện được công nhận từ ngày 20 đến ngày cuối cùng của tháng M-1.
- Bản đăng ký tham gia thị trường điện, trong đó ghi rõ tên, địa chỉ của đơn vị phát điện, nhà máy điện, chủ thể chào giá trên thị trường điện và ngày dự kiến chào giá trên thị trường điện;
- Bản sao Giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện;
- Biên bản nghiệm thu đưa vào vận hành các hệ thống theo quy định tại Khoản 5 Điều 4 Thông tư này;
- Bản sao hợp đồng mua bán điện và văn bản công nhận ngày vận hành thương mại của nhà máy điện;
- Bản sao biên bản thỏa thuận thống nhất đơn vị chào giá thay 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).
- Bản đăng ký tham gia thị trường điện, trong đó ghi rõ tên, địa chỉ của đơn vị mua buôn điện và ngày dự kiến tham gia thị trường điện;
- Bản sao Giấy phép hoạt động điện lực;
- Văn bản về danh sách các vị trí đo đếm và phương thức giao nhận điện năng tại các vị trí đo đếm ranh giới của đơn vị;
- Biên bản 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.
- Theo đề nghị của đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện trong các trường hợp sau:
+ Nhà máy điện ngừng vận hành hoàn toàn;
+ Nhà máy điện không duy trì và không có khả năng khôi phục lại công suất đặt lớn hơn 30 MW 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.
NGUYÊN TẮC VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
- 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.
- 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.
- Khuyến khích cạnh tranh hiệu quả trong thị trường điện;
- Ổn định doanh thu của đơn vị phát điện;
- Ổn định giá phát điện bình quân, phù hợp với quy định xây dựng biểu giá bán lẻ điện.
KẾ HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
: 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 trong hợp đồng mua bán điện (kg/kWh hoặc BTU/kWh hoặc kcal/kWh).
: Giá nhiên liệu chính bao gồm cả giá vận chuyển 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:: 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. Trong 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.
- 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 trong hợp đồng mua bán nhiên liệu;
- Giá nhiên liệu căn cứ theo hồ sơ thanh toán tiền điện của 03 tháng gần nhất trước thời điểm 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.
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 thì Cục Điều tiết điện lực 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.
: Giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác được xác định theo hợp đồng mua bán điện (đồng/kWh);
HRC: Suất hao nhiệt của nhiên liệu chính tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh; kCal/kWh hoặc kg/kWh); HRP: Suất hao nhiệt của nhiên liệu phụ tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh; kCal/kWh hoặc kg/kwh). Khi tính toán giá trần bản chào giá của tổ máy nhiệt điện, ưu tiên sử dụng suất hao nhiệt đo theo kết quả thí nghiệm tổ máy do đơn vị thí nghiệm được hoạt động theo quy định thực hiện và được các bên liên quan thống nhất. Trường hợp không có số liệu suất hao nhiệt đo, sử dụng giá trị suất hao nhiệt quy định trong hợp đồng mua bán điện.: Giá biến đổi (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) cho năm N theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác 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).
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:
: 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).
: 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.AS = TCBNE - RTTD
Trong đó:
AS: Chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);
TCBNE: Tổng chi phí phát điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N xác định tại Điểm b Khoản này (đồng);
RTTD: 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).
: Công suất phụ tải đỉnh trong tháng M (MW).
: 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).
: Công suất khả dụng trung bình trong năm N của Nhà máy điện mới tốt nhất (kW);
MSM: 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).Tổng sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện được xác định theo các bước sau:
AGO = EGO |
nếu |
a x GO ≤ EGO ≤ b x GO |
AGO = a x GO |
nếu |
EGO < a x GO |
AGO = b x GO |
nếu |
EGO > b x GO |
Qc = α x AGO
Trong đó:
Qc: Tổng sản lượng hợp đồng năm N (kWh);
AGO : Sản lượng kế hoạch năm N của nhà máy điện (kWh);
α: Tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng áp dụng cho năm N (%) theo quy định tại Khoản 4 Điều 16 Thông tư này.
Sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy nhiệt điện và nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần được xác định trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới, cụ thể như sau:
: Sản lượng hợp đồng tháng M của nhà máy điện (kWh);
Qc: Tổng sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện (kWh);: Sản lượng dự kiến trong tháng M của nhà máy điện theo kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới được Bộ Công Thương phê duyệt (kWh).
: Sản lượng hợp đồng dự kiến tháng M của nhà máy điện với đơn vị mua buôn điện l (kWh);
: Tổng sản lượng hợp đồng tháng M của nhà máy điện (kWh);
: Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn dự báo trong tháng M của đơn vị mua buôn điện l (kWh);
L: Tổng số đơn vị mua buôn điện.Tổng sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện đã xác nhận giữa các bên được phân bổ cho các đơn vị mua buôn điện theo quy định tại Điều 40 Thông tư này.
- Giá điện năng thị trường dự kiến cho từng chu kỳ giao dịch áp dụng cho đơn vị phát điện và đơn vị mua 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 tổ máy nhiệt điện;
- Sản lượng hợp đồng năm và sản lượng hợp đồng phân bổ vào các tháng của các nhà máy điện;
- Tỷ lệ điện năng mua theo giá thị trường điện giao ngay trong từng tháng của năm tới áp dụng cho các đơn vị mua buôn điện từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được xác định theo quy định tại Khoản 2 Điều 91 Thông tư này.
- 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 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 về lưới điện truyền tải;
- Biểu đồ xuất, nhập khẩu điện dự kiến;
- Lịch 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 mua buôn điện trong từng chu kỳ giao dịch.
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:
- 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 trong hợp đồng mua bán nhiên liệu;
- Giá nhiên liệu theo hồ sơ thanh toán tiền điện của tháng gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch tháng tới. Trường hợp tại thời điểm lập kế hoạch tháng tới 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;
- Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng than nhập khẩu, giá nhiên liệu tháng tới là giá nhiên liệu theo hồ sơ thanh toán của tháng gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch tháng tới. Trường hợp tại thời điểm lập kế hoạch tháng tới 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 tháng theo các hợp đồng mua bán than nhập khẩu), có thể sử dụng giá nhiên liệu bình quân tháng tính trên cơ sở các hóa đơn tại cảng xếp theo quy định của các Hợp đồng mua bán than nhập khẩu.
: Tổng sản lượng hợp đồng tháng M của nhà máy điện (kWh);
: Sản lượng kế hoạch tháng M của nhà máy điện theo kế hoạch vận hành thị trường điện tháng tới (kWh);
α: Tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng áp dụng cho năm N được quy định tại Khoản 4 Điều 16 Thông tư này (%).Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định sản lượng 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:
: Sản lượng 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 hợp đồng tháng của nhà máy điện được xác định theo quy định tại Điều 27, Điều 36 và Điều 37 Thông tư này (kWh).
Trường hợp sản lượng hợp đồng của nhà máy thủy điện nhỏ hơn sản lượng tương ứng với công suất phát ổn định thấp nhất thì có thể điều chỉnh bằng 0 MW hoặc bằng sản lượng tương ứng với công suất phát ổn định thấp nhất.
- Trong giai đoạn từ thời điểm sự cố đến chu kỳ giao dịch kết thúc giai đoạn 72 giờ: Giữ nguyên sản lượng hợp đồng đã phân bổ cho nhà máy điện;
- 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 hợp đồng nhà máy trong giai đoạn này: Thực hiện điều chỉnh sản lượng 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 hợp đồng nhà máy điện trong giai đoạn này: Không điều chỉnh sản lượng hợp đồng nhà máy điện.
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 hợp đồng của nhà máy thì điều chỉnh sản lượng hợp đồng tại các chu kỳ đó bằng sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận của nhà máy điện.
- Thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện theo quy định tại Điều 37 Thông tư này;
- Xác định và điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện theo Điều 38 và Điều 39 Thông tư này.
: Sản lượng hợp đồng của đơn vị mua buôn điện l với nhà máy điện g trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng 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 mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
L: Tổng số đơn vị mua buôn điện.- Thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện theo quy định tại Điều 37 Thông tư này;
- Xác định và điều chỉnh sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch của nhà máy điện theo Điều 38 và Điều 39 Thông tư này.
: Sản lượng 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 năm theo quy định tại Điều 27 Thông tư này (kWh);
Qptdk(l,M): Sản lượng dự báo đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong tháng M (kWh). - Sản lượng hợp đồng từng chu kỳ giao dịch phân bổ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho đơn vị mua buôn điện được xác định theo công thức sau:- 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.
- Giá trị nước cao nhất của các nhà máy thủy điện tham gia thị trường;
- 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.
VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
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:
- 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.
- 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 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.
- Chào giá sàn cho sản lượng tương ứng với yêu cầu về lưu lượng cấp nước hạ du theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền;
- Chào giá trần cho phần sản lượng còn lại;
- Giá trần bản chào áp dụng cho nhà máy thủy điện vi phạm mức nước giới hạn 02 tuần bằng giá của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện.
- Công suất chào được thấp hơn mức công suất phát ổn định thấp nhất;
- Giá chào bằng giá sàn bản chào của tổ máy nhiệt điện cho toàn bộ dải công suất từ 0 MW đến công suất phát ổn định thấp nhất.
Bản chào giá sửa đổi của Đơn vị chào giá được áp dụng trong các trường hợp sau đây:
- Yêu cầu cấp nước hạ du trong ngày D của nhà máy thủy điện theo quy định tại quy trình vận hành hồ chứa (hoặc liên hồ chứa) hoặc văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền được xác định tại thời điểm sau 11h30 ngày D-1 (thời điểm kết thúc chào giá cho ngày D theo quy định tại Khoản 1 Điều 49 Thông tư này);
- Mức nước hồ của nhà máy thủy điện vi phạm mức nước quy định tại quy trình vận hành hồ chứa hoặc đến ngưỡng xả tràn do lưu lượng nước về thực tế về hồ chứa trong ngày D cao nhiều hơn so với dự báo;
- Nhà máy thủy điện không đáp ứng được yêu cầu cấp nước hạ du trong ngày D theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền do tổ máy của nhà máy điện bị sự cố trong ngày D.
- Bản chào giá sửa đổi không được thay đổi giá chào so với bản chào ngày tới của đơn vị chào giá đó;
- Trong 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;
- Trong 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 vi phạm yêu cầu kỹ thuật của bản chào. Bản chào giá sửa đổi tăng công suất cho các chu kỳ vận hành sớm trong ngày D của tổ máy nhiệt điện hòa lưới sớm là bản chào giá hợp lệ của chu kỳ gần nhất có công suất công bố lớn hơn 0 (không) MW của tổ máy này.
- Đơn vị phát điện chỉ được thay đổi mức công suất trong các dải chào của bản chào giá ngày tới;
- 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 46 Thông tư này.
- Đối với các bản chào giá sửa đổi tăng công suất (trừ trường hợp quy định tại Điểm d và Điểm đ 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, chu kỳ giao dịch tới có cảnh báo thiếu công suất hoặc trong các trường hợp cần thiết để đảm bảo an ninh 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.
- 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 43 Thông tư này cho sản lượng còn lại.
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:
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động ngày tới. Lịch huy động ngày tới bao gồm:
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán giảm công suất dần về công suất phát ổn định thấp nhất hoặc ngừng và thay đổi thời gian khởi động lại các tổ máy trong trường hợp thừa công suất theo nguyên tắc sau:
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và công bố danh sách tổ máy theo thứ tự huy động để giảm công suất và ngừng máy trong trường hợp thừa nguồn theo nguyên tắc quy định tại Khoản này.
Trước 16h00 hàng ngày, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các thông tin trong lịch huy động ngày tới, cụ thể như sau:
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:
- Theo bản chào giá lập lịch;
- Các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo công suất điều chỉnh;
- Các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh theo lịch huy động ngày tới;
- Các tổ máy cung cấp dịch vụ vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện;
- Công suất dự phòng quay;
- Giảm công suất dự phòng điều tần xuống mức thấp nhất cho phép.
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 thứ tự sau:
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:
- Các lý do phải can thiệp thị trường điện;
- Các chu kỳ giao dịch dự kiến can thiệp thị trường điện.
- 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.
- Hệ thống điện vận hành trong chế độ cực kỳ khẩn cấp được quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành;
- Không đảm bảo vận hành thị trường điện an toàn, liên tục.
- Đảm bảo hệ thống vận hành an toàn, ổn định, tin cậy với chi phí mua điện cho toàn hệ thống thấp nhất;
- Đảm bảo thực hiện các thỏa thuận về sản lượng trong các hợp đồng xuất khẩu, nhập khẩu điện, hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện BOT và các hợp đồng mua bán điện có cam kết sản lượng của các nhà máy điện khác;
- Đảm bảo thực hiện các yêu cầu về cấp nước hạ du đối với các nhà máy thủy điện.
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.
ĐO ĐẾM ĐIỆN NĂNG TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
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.
- Sản lượng nhận trên lưới điện truyền tải;
- Tổng sản lượng nhận từ các đơn vị mua buôn điện khác;
- Tổng sản lượng nhận từ các nguồn điện nối lưới điện phân phối;
- Tổng sản lượng từ các nguồn nhập khẩu nối lưới điện phân phối.
- Tổng sản lượng giao lên lưới điện truyền tải;
- Tổng sản lượng giao đến các đơn vị mua buôn điện khác.
Áp dụng chữ ký số để xác nhận số liệu đo đếm bao gồm:
TÍNH TOÁN GIÁ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY
- 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.
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 79 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 26 Thông tư này (đồng/kWh).
Trong trường hợp có phát sinh tình huống can thiệp thị trường điện theo quy định tại Điều 64 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.
Giá điện năng thị trường áp dụng cho các đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán như sau:
k(i): Hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i;
QG(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);
QL(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).
CSMP(i) = k(i) x SMP(i)
Trong đó:
CSMP(i): Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
SMP(i): Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo quy định tại Điều 79 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.
Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán như sau:
CCAN(i) = k(i) x CAN(i)
Trong đó:
CCAN(i): Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
CAN(i): Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo quy định tại Điểm b Khoản 3 Điều 26 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 82 Thông tư này.
Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo công thức sau:
CFMP(i) = CSMP(i) + CCAN(i)
Trong đó:
CFMP(i): Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
CSMP(i): Giá điện năng thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
CCAN(i): Giá công suất thị trường áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
THANH TOÁN
: 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);
∆T: Độ dài thời gian của một chu kỳ giao dịch (phút); Qddi : 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 () tính toán theo quy định tại Điểm a Khoản này về vị trí đo đếm;
: 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);
∆T: 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:
ε: Mức sai lệch cho phép đối với tổ máy phát điện theo từng chu kỳ giao dịch (kWh);
Qddi: Sản lượng điện năng huy động theo lệnh điều độ tại đầu cực của tổ máy phát điện (kWh);
∆T: 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 ∆Qi ≤ ε:Qdui = 0
+ Trường hợp ∆Qi > ε: Qdui = ∆Qi x kqd
Trong đó:
Qdui: Sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i của tổ máy phát điện (kWh);
∆Qi : Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
kqd: 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:
Trong đó:
Qdui: Sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i của nhà máy điện (kWh);
Qdui,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.
: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qmq: Sản lượng điện năng đo đếm tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qbb: 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);
Qgb: 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);
Qdu: 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).
Qbp: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
Trường hợp Qdu > 0:
: 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 ;
∆T: 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 chỉnh tần số trong chu kỳ giao dịch thông qua hệ thống AGC, trong trường hợp không xác định được số liệu về các mức công suất theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, mức sản lượng này được tính bằng sản lượng điện năng đo đếm của tổ máy phát điện trong chu kỳ giao dịch quy đổi về đầu cực tổ máy. Trường hợp tổ máy nhiệt điện trong quá trình khởi động hoặc quá trình dừng máy (không phải do sự cố) thì sản lượng điện năng phát tăng thêm của tổ máy phát điện này trong chu kỳ giao dịch bằng 0.
: 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).
Trường hợp sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ dương (Qdui > 0):
Qsmpi = Qmqi - Qbpi - Qconi - Qdui
Trường hợp sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ âm (Qdui
Qsmpi = Qmqi - Qbpi - Qconi
Trong đó:
Qsmpi : Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qmqi : Sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qbpi: 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);
Qconi: Sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qdui: Sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
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 (Qmqi ≤ );
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 (Qmqi > ) đồng thời sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện nhỏ hơn sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó (Qsmpi <>).
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;
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).
Rsmpi = Qsmpi x SMPi
Trong đó:
Rsmpi: 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);
SMPi: Giá điện năng thị trường của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng/kWh);
Qsmpi: 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).
Rsmp: 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;
Rsmpi : 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).
Pb: 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);
Pb: 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);
Qbp: Sản lượng điện năng thanh toán theo công suất được chào với mức giá Pb 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);
Qbpi: 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).Rbp : 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;
Rbpi : Khoản thanh toán cho phần điện năng chào cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Qcon: Điện năng phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm, (kWh);
Pcon: 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.
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 chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy điện phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ;
Rconi: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
- Trường hợp sản lượng điện năng phát tăng thêm so với lệnh điều độ:
Qdu: Điện năng phát tăng thêm so với lệnh điều độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Pbmini : 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: Rdui : 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;
Qdu: Điện năng phát giảm so với lệnh điều độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
SMPi: Giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh); Pbpi,max: Giá điện năng của tổ máy đắt nhất được thanh toán trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).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 chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai khác so với lệnh điều độ;
Rdu(i): Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
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:
Rcan (i) = CAN (i) x Qmq (i)
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).
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;
Rcani: Khoản thanh toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
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 104 Thông tư này trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:
Rc (i) = [Pc - FMP(i)] xQc(i)
Trong đó:
Rc(i): Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Qc(i): Sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Pc: Giá hợp đồng mua bán điện (đồng/kWh);
FMP(i): Giá thị trường toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
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).
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, công bố tỷ lệ mua điện từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện tương ứng của các nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện:
Trong đó:
X1: Tỷ lệ điện năng mua theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng;
Qc(g,M): Sản lượng hợp đồng tháng M của nhà máy điện g được tính toán theo quy định tại Điều 27 Thông tư này (kWh);
Qptdk(l,M): Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn dự báo tháng M do đơn vị mua buôn điện l cung cấp phục vụ lập kế hoạch vận hành năm tới (kWh);
G: Tổng số nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và được phân bổ cho đơn vị mua buôn điện;
L: Tổng số đơn vị mua buôn điện.
b) Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo công thức sau:
Qm1(l,i) = X1 x Q(l,i)
Trong đó:
Qml(l,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
X1: Tỷ lệ điện năng mua theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và công bố theo quy định tại Điểm a Khoản này;
Q(l,i): Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều này (kWh).
c) Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp được xác định theo công thức sau:
Qm2(l,g,i) = X2(g,i) x Q(l,i)
Trong đó:
Qm2(l,g,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g ký hợp đồng trực tiếp (kWh);
Q(l,i): Sản lượng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều này (kWh);
X2(g,i): Tỷ lệ sản lượng điện năng được tính toán theo công thức sau:
Trong đó:
Qmq(g,i): Sản lượng điện năng giao tại điểm giao nhận trong chu kỳ giao dịch i trực tiếp tham gia thị trường điện của nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp với đơn vị mua buôn điện (kWh);
Q(l,i): Sản lượng điện năng giao nhận đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều này (kWh);
L: Tổng số đơn vị mua buôn điện;
k(i): Hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều 82 Thông tư này.
d) Tổng sản lượng điện năng mua từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Qm(l,i): Tổng sản lượng điện năng mua từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qm1(l,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qm2(l,g,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g ký hợp đồng trực tiếp (kWh);
G: Tổng số nhà máy điện ký hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện.
a) Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ được xác định theo công thức sau:
Cm1(l,i) = CFMP(i) x Qm1(l,i)
Trong đó:
Cm1(l,i): khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);
CFMP(i): Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i, (đồng/KWh)
Qm1(l,i): Tổng sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng được tính toán theo quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều này (kWh).
b) Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện được xác định theo công thức sau:
Cm2(l,g,i) = CFMP(i) x Qm2(l,g,i)
Trong đó:
g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
Cm2(l,g,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i cho nhà máy điện g (đồng);
CFMP(i): Giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
Qm2(l,g,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g được tính toán theo quy định tại Điểm c Khoản 2 Điều này (kWh).
c) Tổng chi phí mua điện từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo công thức sau:
Trong đó: Cm(l,i): Tổng chi phí mua điện từ thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Cm1(l,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);
g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
G: Tổng số nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
Cm2(l,g,i): Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g (đồng).
Khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán được xác định như sau:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán;
TCm1(l,M): Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng (đồng);
Cm1(l,i): Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng, xác định tại Điểm a Khoản 3 Điều 91 Thông tư này (đồng).
2. Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán cho nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong chu kỳ thanh toán;
g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
TCm2(l,g,M): Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện (đồng);
Cm2 (l,g,i): Tổng khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện (đồng);
UpliftM(g): Thành phần hiệu chỉnh giá thị trường điện giao ngay áp dụng cho đơn vị mua buôn điện của nhà máy điện g trong chu kỳ thanh toán M do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán trên cơ sở các số liệu do đơn vị phát điện cung cấp sau tháng vận hành theo công thức:
Trong đó:
g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán M;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán M;
L: Tổng số đơn vị mua buôn điện;
Rg(M): Tổng các khoản thanh toán điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán M của nhà máy điện g theo bảng kê thanh toán thị trường điện tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phát hành được xác định theo quy định tại Điều 88 Thông tư này (đồng);
(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 89 Thông tư này (đồng);
Cm2(l,g,i) Khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g được xác định tại Điểm b Khoản 3 Điều 91 Thông tư này (đồng);
Q(l, M): Tổng sản lượng điện năng đo đếm đầu nguồn của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M (kWh);
Qm2(l,g,i): Sản lượng điện năng mua theo giá thị trường của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g được xác định theo quy định tại Điểm c Khoản 2 Điều 91 Thông tư này (kWh).
TC(l,M): Tổng các khoản chi phí mua điện của đơn vị mua buôn điện l theo thị trường điện giao ngay trong chu kỳ thanh toán M (đồng);
TCm1(l,M): Khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng, được xác định tại Khoản 1 Điều này (đồng);
g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
G: Tổng số nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với đơn vị mua buôn điện;
TCm2(l,g,M): Khoản chi phí mua điện theo thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ nhà máy điện g được xác định tại Khoản 2 Điều này (đồng).
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:
Rc (i) = [Pc - FMP(i)] x Qc (i)
Trong đó:
Rc(i): Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Qc(i): Sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Pc: Giá hợp đồng mua bán điện (đồng/kWh);
FMPi: Giá thị trường toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
: 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).Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán cho đơn vị phát điện cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số, bao gồm:
Rđt(i) = CAN(i) x Qđt(i)
Trong đó:
Rđt(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 chỉnh tần số 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);
Qđt(i): Sản lượng tương ứng với phần công suất cung cấp cho dịch vụ điều chỉnh tần số 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:
Qđt = Min {[Qcb - Qmq], Qđtcb}
Qđtcb: Sản lượng tương ứng với công suất dự phòng điều chỉnh tần số công bố cho ngày tới của tổ máy được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qcb: 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);
Qmq: Sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
Đơn vị cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện, dịch vụ điều chỉnh điện áp và khởi động đen được thanh toán theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
Các khoản thanh 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:
Qc(i) = Qhc(i) x α
Trong đó:
Qc(i): Sản lượng hợp đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
α: Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng cho nhà máy thủy điện có hồ điều tiết dưới 02 ngày do Cục Điều tiết điện lực 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).
L: Tổng số đơn vị mua buôn điện;
Rkh(l,g,M): Khoản thanh toán khác phân bổ cho đơn vị mua buôn điện l từ nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp trong chu kỳ thanh toán M được thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện ký giữa hai bên (đồng);
Rkh(g,M): Tổng các khoản thanh toán khác quy định tại Khoản 1 Điều này của các nhà máy điện g ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp với đơn vị mua buôn điện trong chu kỳ thanh toán M (đồng);
Q(l,M): Sản lượng điện năng giao nhận của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M (kWh).
Trường hợp có phát sinh tình huống can thiệp thị trường điện được quy định tại Điều 64 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.
Trong thời gian dừng thị trường điện, 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.
Đơn vị phát điện có trách nhiệm lập hồ sơ thanh toán dịch vụ phụ trợ theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ.
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.
Thanh toán hợp đồng mua bán điện giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị mua buôn bao gồm:
HỆ THỐNG CÔNG NGHỆ THÔNG TIN PHỤC VỤ VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Hệ thống thông tin thị trường điện bao gồm các thành phần cơ bản sau:
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.
GIÁM SÁT 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 tại Quy trình quản lý, vận hành hệ thống thông tin thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành, cụ thể như sau:
- 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, giờ tới, thời gian thực và tính toán thanh toán;
- Các thông tin, số liệu cần thiết khác theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực để giám sát thị trường điện.
- Tự động đồng bộ hóa trực tuyến giữa Cơ sở dữ liệu thị trường điện tại Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện với Cơ sở dữ liệu giám sát thị trường điện tại Cục Điều tiết điện lực. Danh mục các thông tin, dữ liệu thị trường điện đồng bộ hóa do Cục Điều tiết điện lực quy định;
- Trường hợp chưa áp dụng được phương thức cung cấp dữ liệu theo quy định tại Điểm a Khoản này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập và gửi các file số liệu thị trường điện theo định dạng, biểu mẫu và theo thời gian biểu do Cục Điều tiết điện lực quy định.
Trước ngày 31 tháng 3 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổ chức thực hiện và hoàn thành việc kiểm toán số liệu và tuân thủ thị trường điện của năm trước. Nội dung kiểm toán hàng năm bao gồm:
Cục Điều tiết điện lực có quyền yêu cầu Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tổ chức thực hiện kiểm toán đột xuất theo các nội dung và phạm vi kiểm toán cụ thể trong các trường hợp sau:
GIẢI QUYẾT TRANH CHẤP VÀ XỬ LÝ VI PHẠM
Các tranh chấp phát sinh trong thị trường điện được giải quyết theo Quy định về trình tự, thủ tục giải quyết tranh chấp trên thị trường điện lực do Bộ Công Thương ban hành.
- Không cung cấp thông tin hoặc cung cấp thông tin không chính xác cho việc lập kế hoạch vận hành thị trường điện và lịch huy động các tổ máy trong hệ thống điện;
- Không cung cấp thông tin hoặc cung cấp thông tin không chính xác cho việc giải quyết tranh chấp và xử lý vi phạm trên thị trường điện cạnh tranh theo quy định của pháp luật;
- Thỏa thuận trực tiếp hoặc gián tiếp với các đơn vị khác trong việc hạn chế hoặc kiểm soát công suất chào bán trên thị trường nhằm tăng giá điện năng thị trường điện giao ngay và làm ảnh hưởng đến an ninh cung cấp điện;
- Thỏa thuận với các đơn vị phát điện khác trong việc chào giá để được lập lịch huy động;
- Thỏa thuận với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong việc chào giá để được lập lịch huy động không đúng quy định;
- Các hành vi vi phạm khác gây hậu quả nghiêm trọng về đảm bảo an ninh cung cấp điện hoặc về tài chính cho các đơn vị khác trong thị trường điện.
- Nhà máy điện không được chào giá trên thị trường điện, nhưng phải tuân thủ các quy định khác áp dụng cho các nhà máy không tham gia thị trường điện;
- Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch và công bố biểu đồ huy động công suất cho nhà máy điện bị đình chỉ tham gia thị trường điện theo quy định tại Điểm a, Điểm b và Điểm c Khoản 1 Điều 11 Thông tư này.
TỔ CHỨC THỰC HIỆN
“Điều 19. Áp dụng hợp đồng mua bán điện mẫu
1. Sửa đổi, bổ sung hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện ban hành kèm theo Phụ lục 3 Thông tư này.
2. Đơn vị phát điện và đơn vị mua điện có trách nhiệm đàm phán, ký kết hợp đồng theo hợp đồng mua bán điện mẫu quy định tại Phụ lục 3 Thông tư này. Bên mua có trách nhiệm trình Cục Điều tiết điện lực hợp đồng mua bán điện theo trình tự quy định tại Điều 23 và Điều 26 Thông tư này.”
Nơi nhận: |
BỘ TRƯỞNG |
PHỤ LỤC 1
MẪU BẢNG GIÁ TRẦN BẢN CHÀO CỦA NHÀ MÁY NHIỆT ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện)
1. Tên nhà máy điện:………………………………………
2. Thời gian áp dụng: trong tháng………… năm…..…..
Tổ máy |
Chi phí nhiên liệu, VNĐ/BTU |
Hệ số chi phí phụ, % |
Suất hao nhiệt, BTU/kWh |
Hệ số suy giảm hiệu suất, % |
KDC |
Giá trần bản chào, Đồng/kWh |
|
Phân loại tổ máy |
KDC |
||||||
Tổ máy 1 |
.. |
|
.. |
.. |
Chạy nền |
|
.. |
Tổ máy 2 |
.. |
|
.. |
.. |
Chạy lưng |
|
.. |
Tổ máy 3 |
.. |
|
.. |
.. |
Chạy đỉnh |
|
.. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
PHỤ LỤC 2
MẪU BẢN CHÀO
(Ban hành kèm theo Thông tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện)
Chu kỳ giao dịch |
Ngày |
Tháng |
Năm |
(Tên NMĐ) |
(Tên tổ máy điện) |
(Nhiêu liệu) |
Ngày |
Tháng |
Năm |
(Tên NMĐ) |
(Tên tổ máy điện) |
(Nhiêu liệu) |
|||||||
|
|
|
Giá chào (Đồng/kWh) |
|
|
|
Giá chào (Đồng/kWh) |
||||||||||||
Khoảng công suất chào, MW |
Mức giá 1 |
Mức giá 2 |
Mức giá 3 |
Mức giá 4 |
Mức giá 5 |
Khoảng công suất chào, MW |
Mức giá 1 |
Mức giá 2 |
Mức giá 3 |
Mức giá 4 |
Mức giá 5 |
||||||||
Pmin |
Công suất công bố |
Ngưỡng công suất tương ứng |
Pmin |
Công suất công bố |
Ngưỡng công suất tương ứng |
||||||||||||||
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
.. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
.. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
.. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
.. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
.. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
.. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
.. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
.. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Tốc độ tăng công suất tối đa: |
Tốc độ tăng công suất tối đa: |
||||||||||||||||||
Tốc độ giảm công suất tối đa: |
Tốc độ giảm công suất tối đa: |
||||||||||||||||||
PHỤ LỤC 3
MẪU BẢNG KÊ THANH TOÁN NGÀY
(Ban hành kèm theo Thông tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện)
I. BẢNG KÊ ÁP DỤNG CHO ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN
1. Tên Công ty phát điện:___________
2. Tên nhà máy điện:_______________
3. Ngày giao dịch __________________
Bảng 1. BẢNG TỔNG HỢP CÁC KHOẢN THANH TOÁN HÀNG NGÀY
|
Khoản thanh toán |
Thành tiền (Đồng) |
I |
Thanh toán điện năng thị trường (= 1 + 2 + 3 +4) |
|
1 |
Khoản thanh toán tính theo giá điện năng thị trường |
|
2 |
Khoản thanh toán tính theo giá chào |
|
3 |
Khoản thanh toán cho phần sản lượng phát tăng thêm |
|
4 |
Khoản thanh toán do phát sai lệnh điều độ |
|
II |
Thanh toán công suất thị trường |
|
III |
Thanh toán khác |
|
|
Tổng cộng ( = I + II + III) |
|
BẢNG 2. BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN TÍNH THEO GIÁ ĐIỆN NĂNG THỊ TRƯỜNG
Chu kỳ giao dịch |
Sản lượng (MWh) |
Giá điện năng thị trường (Đồng/kWh) |
Thành tiền (Đồng) |
1 |
|
|
|
2 |
|
|
|
…. |
|
|
|
24 (48) |
|
|
|
Tổng cộng |
|
|
|
Bảng 3. BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN TÍNH THEO GIÁ CHÀO
Chu kỳ giao dịch |
(Tên nhà máy điện) |
||||||||
(Tên tổ máy) |
(Tên tổ máy) |
(Tên tổ máy) |
|||||||
Dải công suất chào, MWh |
Giá chào, Đồng/kWh |
Thành tiền, VNĐ |
Dải công suất chào, MWh |
Giá chào, Đồng/kWh |
Thành tiền, VNĐ |
Dải công suất chào, MWh |
Giá chào, Đồng/kWh |
Thành tiền, VNĐ |
|
1 |
∆Q1 |
P1 |
|
|
|
|
|
|
|
∆Q2 |
P2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
…. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
24 (48) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Tổng cộng |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bảng 4. BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN CHO PHẦN SẢN LƯỢNG PHÁT TĂNG THÊM
Chu kỳ giao dịch |
Tên nhà máy điện |
||||||||
Tên tổ máy |
Tên tổ máy |
Tên tổ máy |
|||||||
Sản lượng, MWh |
Giá thanh toán, Đồng/kWh |
Thành tiền, VNĐ |
Sản lượng, MWh |
Giá thanh toán, Đồng/kWh |
Thành tiền, VNĐ |
Sản lượng, MWh |
Giá thanh toán, Đồng/kWh |
Thành tiền, Đồng |
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
…. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
24 (48) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Tổng cộng |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bảng 5. BẢNG KÊ KHOẢN THANH TOÁN CÔNG SUẤT THỊ TRƯỜNG
Chu kỳ giao dịch |
Sản lượng thanh toán theo giá công suất |
Giá công suất thị trường |
Thành tiền |
1 |
|
|
|
2 |
|
|
|
... |
|
|
|
.... |
|
|
|
.... |
|
|
|
Tổng cộng |
|
|
|
II. BẢNG KÊ ÁP DỤNG CHO ĐƠN VỊ MUA BUÔN ĐIỆN
Bảng 6. BẢNG KÊ NGÀY THANH TOÁN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY CỦA ĐƠN VỊ MUA BUÔN ĐIỆN l TỪ CÁC NHÀ MÁY ĐIỆN ĐƯỢC PHÂN BỔ HỢP ĐỒNG GIỮA TẬP ĐOÀN ĐIỆN LỰC VIỆT NAM VÀ CÁC ĐƠN VỊ MUA BUÔN ĐIỆN
Chu kỳ giao dịch |
Sản lượng điện Qm1(l, i) (kWh) |
Giá CFMP(i) (Đồng/kWh) |
Thành tiền Cm1(l,i) Đồng |
1 |
|
|
|
2 |
|
|
|
... |
|
|
|
.... |
|
|
|
.... |
|
|
|
Tổng cộng |
Qm1 (l,D) = ∑Qm1(l,i) |
|
TCm1(l,D) = ∑Cm1(l,i) |
Bảng 7. BẢNG KÊ NGÀY THANH TOÁN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY CỦA ĐƠN VỊ MUA BUÔN ĐIỆN l NHÀ MÁY ĐIỆN g KÝ HỢP ĐỒNG TRỰC TIẾP
Chu kỳ giao dịch |
Sản lượng điện Qm2(l,g,i) (kWh) |
Giá CFMP(i) (Đồng/kWh) |
Thành tiền Cm2(l,g,i) Đồng |
1 |
|
|
|
2 |
|
|
|
… |
|
|
|
.... |
|
|
|
… |
|
|
|
Tổng cộng |
Qm2(l,g,D) = ∑Qm2(l,g,i) |
|
Cm2(l,g,D) =∑Cm2(l,g,i) |
PHỤ LỤC 4
MẪU BẢNG KÊ THANH TOÁN THÁNG
(Ban hành kèm theo Thông tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện)
I. BẢNG KÊ ÁP DỤNG CHO ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN
1. Tên Công ty phát điện:
2. Tên nhà máy điện:
3. Chu kỳ thanh toán:
Bảng 1. BẢNG TỔNG HỢP CÁC KHOẢN THANH TOÁN THÁNG __
|
Khoản thanh toán |
Thành tiền |
I |
Thanh toán điện năng thị trường (= 1 + 2 + 3 + 4) |
|
1 |
Khoản thanh toán tính theo giá điện năng thị trường |
|
2 |
Khoản thanh toán tính theo giá chào |
|
3 |
Khoản thanh toán cho phần sản lượng phát tăng thêm |
|
4 |
Khoản thanh toán do phát sai lệnh điều độ |
|
II |
Thanh toán công suất thị trường |
|
III |
Thanh toán khác |
|
|
Tổng cộng (= I + II + III) |
|
Bảng 2. BẢNG KÊ THANH TOÁN ĐIỆN NĂNG THỊ TRƯỜNG TRONG THÁNG __
Ngày giao dịch |
Thanh toán điện năng thị trường (Đồng) |
Tổng |
|||
Thanh toán tính theo giá SMP |
Thanh toán tính theo giá chào |
Thanh toán cho phần sản lượng phát tăng thêm |
Khoản thanh toán do phát sai lệnh điều độ |
|
|
1 |
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
… |
|
|
|
|
|
.... |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
30 |
|
|
|
|
|
31 |
|
|
|
|
|
Bảng 3. BẢNG KÊ THANH TOÁN SẢN LƯỢNG THEO GIÁ CÔNG SUẤT THỊ TRƯỜNG TRONG THÁNG
Ngày giao dịch |
Thanh toán công suất thị trường, (Đồng) |
1 |
|
2 |
|
... |
|
... |
|
.... |
|
|
|
30 |
|
31 |
|
Tổng cộng |
|
|
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện |
(Gửi kèm theo bảng kê thanh toán hoàn chỉnh cho từng ngày giao dịch trong tháng)
II. BẢNG KÊ THANH TOÁN THÁNG TRÊN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY CỦA ĐƠN VỊ MUA BUÔN ĐIỆN
Bảng 4. BẢNG KÊ THÁNG THANH TOÁN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY CỦA ĐƠN VỊ MUA BUÔN ĐIỆN l TỪ CÁC NHÀ MÁY ĐIỆN ĐƯỢC PHÂN BỔ HỢP ĐỒNG
Ngày giao dịch |
Khoản thanh toán thị trường giao điện ngay mua từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng Cm1(l,D) (Đồng) |
1 |
|
2 |
|
… |
|
…. |
|
31 |
|
Tổng cộng |
TCm1(l,M)= ∑Cm1(l,D) |
Bảng 5. BẢNG KÊ THÁNG THANH TOÁN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY CỦA ĐƠN VỊ MUA BUÔN ĐIỆN l NHÀ MÁY ĐIỆN g KÝ HỢP ĐỒNG TRỰC TIẾP
Ngày giao dịch |
Khoản thanh toán thị trường điện giao ngay mua từ các nhà máy điện được phân bổ hợp đồng Cm2(l,g,D) (Đồng) |
Sản lượng điện mua theo giá thị trường từ nhà máy điện ký hợp đồng trực tiếp Qm2(l,g,D) (kWh) |
Thành phần hiệu chỉnh giá thị trường điện giao ngay áp dụng cho đơn vị mua buôn điện của nhà máy điện g UpliftM (g) (Đồng/kWh) |
Tổng chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của ĐVMB l từ NMĐ g _ TCm2(l,g,M) (Đồng) |
1 |
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
… |
|
|
|
|
…. |
|
|
|
|
31 |
|
|
|
|
Tổng cộng |
∑Cm2(l,g,D) |
Qm2(l,g,M) = ∑Qm2(l,g,D) |
UpliftM(g) |
TCm2(l,g,M) = ∑Cm2(l,g,D) + Qm2(l,g,M)*UpliftM(g) |
PHỤ LỤC 5
(Ban hành kèm theo Thông tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện)
Sửa đổi, bổ sung hợp đồng mua bán điện mẫu ban hành kèm theo Phụ lục 3 Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện như sau:
“Phụ lục 3
HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU
(Ban hành kèm theo Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện)
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
----------------
HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
NHÀ MÁY ĐIỆN ……………………………………
Giữa
CÔNG TY (tên công ty)
(BÊN BÁN)
- và -
(tên công ty)
(BÊN MUA)
HỢP ĐỒNG SỐ: ………./20…/HĐ-NMĐ-[tên Nhà máy điện]
(Địa danh)………., tháng .../20…….
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
----------------
HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
Căn cứ Luật Điện lực ngày 03 tháng 12 năm 2004 và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực ngày 20 tháng 11 năm 2012;
Căn cứ Luật Thương mại ngày 14 tháng 6 năm 2005;
Căn cứ Bộ luật Dân sự ngày 24 tháng 11 năm 2015;
Căn cứ Nghị định số 137/2013/NĐ-CP ngày 21 tháng 10 năm 2013 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Điện lực và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực;
Căn cứ Thông tư số ... của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh;
Căn cứ Thông tư số ...của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện;
Căn cứ nhu cầu mua, bán điện của hai bên,
Hôm nay, ngày……….. tháng ……….. năm ……………., tại ……………… .
Chúng tôi gồm:
Bên bán: ________________________________________________________________________
Địa chỉ: __________________________________________________________________________
Điện thoại: _______________________________ Fax:____________________________________
Mã số thuế: ______________________________________________________________________
Tài khoản: _______________________________ Ngân hàng ______________________________
_________________________________________________________________________________
Đại diện: _________________________________________________________________________
Chức vụ: ____________________________ được sự ủy quyền của ________________________
_____________________________________________________________ theo văn bản ủy quyền
số____________________________________, ngày ______ tháng _______ năm _____________
Bên mua:(tên công ty)
Địa chỉ: __________________________________________________________________________
Điện thoại:_______________________________ Fax: ____________________________________
Mã số thuế: ______________________________________________________________________
Tài khoản: ________________________________ Ngân hàng _____________________________
_________________________________________________________________________________
Đại diện: _________________________________________________________________________
Chức vụ: ___________________________________ được sự ủy quyền của _________________
_____________________________________________________________ theo văn bản ủy quyền
số ________________________________ , ngày __________ tháng _________ năm __________
Cùng nhau thống nhất Hợp đồng mua bán điện cho Nhà máy điện...(Tên nhà máy) theo các nội dung sau:
Điều 1. Định nghĩa
Trong Hợp đồng này, các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Bên bán là Công ty (....) sở hữu Nhà máy điện.
2. Bên mua là (...).
3. Điểm đấu nối là điểm nối trang thiết bị, lưới điện và Nhà máy điện vào hệ thống điện quốc gia.
4. Điểm giao nhận điện là (...).
5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện là đơn vị chỉ huy, điều khiển quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia, điều hành giao dịch thị trường điện.
6. Hệ thống điện quốc gia là hệ thống các trang thiết bị phát điện, lưới điện và các trang thiết bị phụ trợ được liên kết với nhau và được chỉ huy thống nhất trong phạm vi cả nước.
7. Hệ thống đo đếm chính là hệ thống bao gồm tất cả các thiết bị đo đếm (công tơ, máy biến dòng điện đo lường, máy biến điện áp đo lường) và mạch điện nhị thứ đấu nối giữa các thiết bị này, được lắp đặt tại các vị trí theo sự thỏa thuận của hai bên dùng làm căn cứ chính để xác định sản lượng điện năng giao nhận.
8. Hệ thống đo đếm dự phòng là hệ thống bao gồm tất cả các thiết bị đo đếm (công tơ, máy biến dòng điện đo lường, máy biến điện áp đo lường) và mạch điện nhị thứ đấu nối giữa các thiết bị này, được lắp đặt tại các vị trí theo sự thỏa thuận của hai bên với mục đích kiểm tra và dự phòng cho hệ thống đo đếm chính, gồm các thiết bị độc lập với hệ thống đo đếm chính nhưng có tính năng và tiêu chuẩn kỹ thuật tương đương với các thiết bị của hệ thống đo đếm chính.
9. Hợp đồng là Hợp đồng mua bán điện này, bao gồm các Phụ lục và các Hợp đồng sửa đổi, bổ sung sau này.
10. Hợp đồng mua bán (vận chuyển) nhiên liệu (đối với nhà máy nhiệt điện than, khí) là ....
11. Lệnh điều độ là lệnh chỉ huy, điều khiển chế độ vận hành hệ thống điện trong thời gian thực.
12. Ngày là ngày dương lịch.
13. Ngày vận hành thương mại của tổ máy là ngày tổ máy của Nhà máy điện sẵn sàng bán điện cho Bên mua và đáp ứng các quy định của pháp luật có liên quan.
14. Ngày vận hành thương mại của Nhà máy điện là ngày vận hành thương mại tổ máy phát điện cuối cùng và đáp ứng các quy định của pháp luật có liên quan.
(Đối với trường hợp hợp đồng mua bán điện ký với cụm nhà máy, Ngày vận hành thương mại được quy định cho từng Nhà máy điện).
15. Nhà máy điện là Nhà máy điện (tên Nhà máy điện) có tổng công suất lắp đặt là (...) MW, bao gồm (...) tổ máy, công suất mỗi tổ máy là (...) MW được xây dựng tại (địa điểm của nhà máy).
16. Quy chuẩn và tiêu chuẩn kỹ thuật ngành điện là những quy chuẩn kỹ thuật ngành điện bắt buộc thực hiện do cơ quan nhà nước có thẩm quyền của Việt Nam ban hành và các quy định, tiêu chuẩn, thông lệ được áp dụng trong ngành điện của các tổ chức quốc tế, các nước khác ban hành phù hợp với quy định pháp luật Việt Nam.
17. Thiết bị đấu nối là đường dây tải điện, hệ thống thiết bị đo đếm, điều khiển, rơ le bảo vệ, thiết bị đóng cắt, hệ thống thông tin liên lạc và công trình xây dựng đồng bộ cho việc đấu nối Nhà máy điện đến điểm đấu nối.
18. Quy định thị trường điện cạnh tranh là quy định vận hành thị trường điện cạnh tranh theo các cấp độ do cơ quan nhà nước có thẩm quyền quyết định.
Điều 2. Hiệu lực và thời hạn Hợp đồng
1. Hiệu lực Hợp đồng
Hợp đồng có hiệu lực từ ngày được đại diện có thẩm quyền của hai bên ký chính thức, trừ trường hợp các bên có thỏa thuận khác.
2. Thời hạn Hợp đồng
Trừ trường hợp gia hạn hoặc chấm dứt Hợp đồng trước thời hạn, thời hạn hợp đồng được tính từ ngày hợp đồng có hiệu lực đến hết 25 năm kể từ Ngày vận hành thương mại Nhà máy điện.
Điều 3. Mua bán điện năng
1. Giá Hợp đồng: Theo Phụ lục 5 của Hợp đồng.
2. Sản lượng hợp đồng: Theo Phụ lục 5 của Hợp đồng.
3. Tiền điện thanh toán: Hàng tháng, Bên mua có nghĩa vụ thanh toán cho Bên bán các khoản tiền bao gồm:
a) Tổng số tiền thanh toán sai khác;
b) Tổng các khoản thanh toán thị trường điện;
c) Tổng các khoản thanh toán khác;
d) Các khoản thuế, phí, bằng tiền theo quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền (nếu có).
Hai bên thỏa thuận, thống nhất thực hiện các khoản thanh toán phát sinh do giải quyết tranh chấp theo quy định tại Điều 8 của Hợp đồng.
(Đối với các nhà máy điện có quy định về giá nhiên liệu và sản lượng bao tiêu nhiên liệu được cơ quan nhà nước có thẩm quyền cho phép bổ sung vào hợp đồng mua điện, bên mua và bên bán bổ sung các nội dung cho phù hợp).
Điều 4. Cam kết thực hiện
Hai bên cam kết như sau:
1. Mỗi bên được thành lập hợp pháp để hoạt động theo pháp luật Việt Nam và có đủ thẩm quyền tham gia ký kết và thực hiện Hợp đồng, có đủ năng lực hoạt động kinh doanh, Sở hữu tài sản và thực hiện các nghĩa vụ trong Hợp đồng.
2. Việc ký kết và thực hiện Hợp đồng của một bên không vi phạm các quy định trong điều lệ doanh nghiệp của bên đó, không vi phạm các quy định của pháp luật và quyết định, bản án của tòa án mà bên đó là đối tượng áp dụng hoặc hợp đồng, thỏa thuận khác mà bên đó là một bên tham gia.
3. Việc ký kết và thực hiện Hợp đồng của các bên được thực hiện đúng theo điều kiện và nội dung của Giấy phép hoạt động điện lực được cơ quan có thẩm quyền cấp và các quy định của pháp luật có liên quan.
4. Hai bên không phải là đối tượng bị kiện trong vụ kiện tại tòa án hoặc trọng tài thương mại hoặc cơ quan nhà nước có thẩm quyền, mà kết quả của vụ kiện này có thể làm thay đổi đáng kể khả năng tài chính hoặc khả năng thực hiện nghĩa vụ của các bên theo Hợp đồng, hoặc có thể gây ảnh hưởng tới giá trị và hiệu lực của Hợp đồng.
5. Hai bên cam kết thực hiện đúng các nghĩa vụ và nội dung quy định tại Hợp đồng.
Điều 5. Nghĩa vụ của Bên bán trước ngày vận hành thương mại
1. Yêu cầu về các loại giấy phép và văn bản phê duyệt
a) Bên bán có nghĩa vụ thực hiện cấp thủ tục theo quy định để được cấp các loại giấy phép và văn bản phê duyệt cần thiết của cơ quan có thẩm quyền cho quá trình xây dựng, vận hành Nhà máy điện; cam kết tuân thủ và duy trì các điều kiện hiệu lực của các loại giấy phép đó theo quy định của pháp luật trong thời hạn Hợp đồng;
b) Trong thời hạn (....) ngày sau ngày vận hành thương mại của tổ máy và của Nhà máy điện, Bên bán có nghĩa vụ cung cấp cho Bên mua bản sao hợp lệ các tài liệu quy định tại mục II Phụ lục VII của Hợp đồng.
2. Báo cáo các mốc thời gian thực hiện dự án
a) Bên bán cam kết đảm bảo các mốc thời gian thực hiện dự án tại Mục I Phụ lục VII của Hợp đồng;
b) Trước ngày (...) tháng đầu tiên hàng quý, Bên bán có nghĩa vụ lập và gửi cho Bên mua báo cáo tiến độ xây dựng Nhà máy điện kèm theo bản sao hợp lệ các tài liệu có liên quan để chứng minh tiến độ thực hiện của dự án, đánh giá tiến độ so với các cam kết trước đó và đề xuất giải pháp để đảm bảo các mốc thời gian thực hiện dự án.
3. Đấu nối, thử nghiệm và vận hành
Trước Ngày vận hành thương mại, Bên bán có nghĩa vụ thực hiện đấu nối, thử nghiệm, vận hành Nhà máy điện và các thiết bị đấu nối theo Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành, Quy chuẩn và tiêu chuẩn kỹ thuật ngành điện và cung cấp cho Bên mua bản sao hợp lệ các kết quả thử nghiệm của Nhà máy điện.
4. Ngày vận hành thương mại
a) Bên bán có nghĩa vụ đạt được ngày vận hành thương mại theo mốc thời gian thực hiện dự án được hai bên thỏa thuận tại Phụ lục VII của Hợp đồng hoặc các hiệu chỉnh sau đó. Chậm nhất (...) tháng trước ngày vận hành thương mại của từng tổ máy, Bên bán có nghĩa vụ thông báo bằng văn bản chính thức cho Bên mua về khả năng đạt được ngày vận hành thương mại. Bên bán phải gửi thông báo về việc đạt được ngày vận hành thương mại cho Bên mua; Bên bán xem như chưa đạt được ngày vận hành thương mại nếu không gửi thông báo cho Bên mua về việc đạt được ngày vận hành thương mại và cung cấp các tài liệu theo quy định tại Phụ lục VII của Hợp đồng;
b) Trường hợp không đạt được ngày vận hành thương mại cho từng tổ máy, Bên bán có quyền gửi văn bản cho Bên mua đề nghị hiệu chỉnh ngày vận hành thương mại, trong đó phải nêu rõ lý do đề nghị hiệu chỉnh. Chậm nhất (...) ngày tính từ ngày nhận được văn bản đề nghị hiệu chỉnh, ngày vận hành thương mại của Bên bán, Bên mua phải có văn bản trả lời việc hiệu chỉnh. Trường hợp không chấp thuận đề nghị hiệu chỉnh ngày vận hành thương mại của Bên bán, Bên mua phải nêu rõ lý do.
Điều 6. Trách nhiệm đấu nối và hệ thống đo đếm
1. Trách nhiệm đấu nối
Bên bán có trách nhiệm:
a) Thỏa thuận, đầu tư, quản lý, vận hành các trang thiết bị để đấu nối, truyền tải và giao điện cho Bên mua đến điểm giao nhận điện theo Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành, Quy chuẩn và tiêu chuẩn kỹ thuật ngành điện có liên quan;
b) Thỏa thuận, đầu tư, lắp đặt, quản lý, vận hành và bảo dưỡng thiết bị thuộc hệ thống thu thập, truyền số liệu, hệ thống rơ le bảo vệ và tự động điều khiển của Nhà máy điện để ghép nối với hệ thống SCADA/EMS giữa Nhà máy điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia phục vụ cho vận hành Nhà máy điện trong thị trường điện.
2. Hệ thống đo đếm
a) Bên bán có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt, quản lý, vận hành, bảo dưỡng và kiểm định định kỳ hàng năm thiết bị của hệ thống đo đếm chính và hệ thống đo đếm dự phòng phù hợp với Quy định đo đếm điện năng do Bộ Công Thương ban hành. Việc kiểm tra, kiểm định thiết bị đo đếm hoặc xác nhận độ chính xác của thiết bị đo đếm phải do tổ chức có thẩm quyền hoặc được ủy quyền thực hiện. Các thiết bị đo đếm phải được niêm phong, kẹp chì sau khi kiểm định;
b) Trường hợp cần thiết, một bên có quyền yêu cầu kiểm tra bổ sung hoặc kiểm định bất thường thiết bị và hệ thống đo đếm. Bên bán có trách nhiệm tổ chức kiểm tra, kiểm định khi nhận được yêu cầu của Bên mua. Trường hợp sai số của thiết bị đo đếm được kiểm tra, kiểm định bất thường lớn hơn giới hạn cho phép thì Bên bán phải trả chi phí cho việc kiểm tra, kiểm định bất thường. Trường hợp sai số của thiết bị đo đếm được kiểm tra, kiểm định bất thường trong phạm vi giới hạn cho phép thì chi phí kiểm định do bên đề nghị thanh toán;
c) Bên bán có nghĩa vụ thông báo cho Bên mua kết quả kiểm định thiết bị đo đếm. Bên bán có nghĩa vụ thông báo trước cho Bên mua việc kiểm tra, kiểm định hệ thống đo đếm. Bên mua có trách nhiệm cử người tham gia chứng kiến quá trình kiểm tra, kiểm định, dỡ niêm phong, niêm phong và kẹp chì công tơ;
d) Trường hợp thiết bị đo đếm có sai số lớn hơn mức cho phép theo Quy định đo đếm điện năng do Bộ Công Thương ban hành, Bên bán có trách nhiệm hiệu chỉnh hoặc thay thế thiết bị đo đếm đó. Trường hợp một bên cho rằng công tơ bị hỏng hoặc không hoạt động thì bên đó phải thông báo ngay cho bên kia, Bên bán có nghĩa vụ kiểm tra và sửa chữa;
đ) Sản lượng điện được xác định theo phương thức giao nhận điện năng tại Phụ lục II của Hợp đồng.
Trường hợp Hệ thống đo đếm chính bị sự cố hoặc kết quả kiểm định cho thấy Hệ thống đo đếm chính có mức sai số cao hơn cấp chính xác quy định thì sản lượng điện năng mua bán giữa hai bên trong thời gian Hệ thống đo đếm chính bị sự cố hoặc có sai số vượt quá quy định được xác định bằng kết quả đo đếm của Hệ thống đo đếm dự phòng. Trường hợp Hệ thống đo đếm dự phòng cũng bị sự cố hoặc kết quả kiểm định cho thấy Hệ thống đo đếm dự phòng có sai số vượt quá mức cho phép thì lượng điện mua bán giữa hai bên được xác định như sau:
(i) Trường hợp Hệ thống đo đếm chính có hoạt động nhưng có mức sai số cao hơn cấp chính xác quy định thì sản lượng điện mua bán giữa hai bên được xác định bằng kết quả đo đếm của Hệ thống đo đếm chính được quy đổi về giá trị điện năng tương ứng với mức sai số bằng 0%. Trên cơ sở kết quả đo đếm hiệu chỉnh được hai bên thống nhất, Bên bán có nghĩa vụ tính toán xác định khoản tiền mà một bên phải trả cho bên kia trong thời gian Hệ thống đo đếm không chính xác;
(ii) Trường hợp Hệ thống đo đếm chính bị sự cố không hoạt động, hai bên căn cứ vào tình trạng sự cố và sai số thực tế của các hệ thống đo đếm trên cơ sở các biên bản của đơn vị kiểm định và số liệu được hai bên công nhận để thống nhất phương pháp tính toán và xác định sản lượng điện năng cần hiệu chỉnh trong thời gian đo đếm không chính xác. Nếu không thống nhất về phương pháp và kết quả sản lượng điện năng mua bán cần hiệu chỉnh thì hai bên có trách nhiệm thực hiện thủ tục giải quyết tranh chấp tại Điều 13 của Hợp đồng.
e) Trường hợp thiết bị đo đếm bị cháy hoặc hư hỏng, Bên bán có nghĩa vụ thay thế hoặc sửa chữa trong thời gian ngắn nhất để các thiết bị đo đếm đảm bảo yêu cầu kỹ thuật và hoạt động trở lại bình thường. Các thiết bị được sửa chữa hoặc thay thế phải được kiểm định theo quy định trước khi sử dụng.
Điều 7. Điều độ và vận hành Nhà máy điện
1. Bên bán có trách nhiệm tuân thủ các quy định về điều độ và vận hành Nhà máy điện trong hệ thống điện quốc gia theo Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy định thị trường điện cạnh tranh và Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành; Quy chuẩn và tiêu chuẩn kỹ thuật ngành điện và các văn bản có liên quan khác. Bên bán có nghĩa vụ bảo dưỡng, vận hành các tổ máy của Nhà máy điện theo đặc tính kỹ thuật tại Phụ lục I và Phụ lục III của Hợp đồng.
2. Bên bán có nghĩa vụ lắp đặt, vận hành và bảo dưỡng các thiết bị để hòa đồng bộ Nhà máy điện với hệ thống điện quốc gia. Bên bán có trách nhiệm tuân thủ Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành, Quy chuẩn và tiêu chuẩn kỹ thuật ngành điện và các quy định khác có liên quan khi hòa đồng bộ Nhà máy điện với hệ thống điện quốc gia.
3. Trường hợp phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia đe dọa gây sự cố các thiết bị chính của Nhà máy điện, gây thương tích hoặc thiệt hại về người và thiết bị, Bên bán có quyền tách các tổ máy ra ngoài Hệ thống điện quốc gia.
Điều 8. Lập hóa đơn và thanh toán
1. Lập hóa đơn và thanh toán tiền điện
- Giai đoạn Nhà máy điện chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh [...];
- Giai đoạn Nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện cạnh tranh:
Bên bán gửi thông báo thanh toán tiền điện kèm theo hồ sơ thanh toán của tháng trước liền kề cho Bên mua theo trình tự, thủ tục thanh toán quy định tại Quy định thị trường điện cạnh tranh.
a) Trước ngày (...) hàng tháng, Bên bán gửi thông báo thanh toán tiền điện kèm theo hồ sơ thanh toán của tháng trước liền kề cho Bên mua.
b) Trong thời hạn (...) ngày tính từ ngày nhận được hồ sơ thanh toán, Bên mua kiểm tra tính chính xác của hồ sơ thanh toán. Trường hợp phát hiện có sai sót, Bên mua thông báo bằng văn bản cho Bên bán để hoàn chỉnh hồ sơ thanh toán. Sau khi kiểm tra hồ sơ thanh toán, Bên mua gửi thông báo xác nhận hồ sơ thanh toán cho Bên bán;
c) Trước ngày (...) hàng tháng, Bên bán phát hành và gửi hóa đơn thanh toán cho Bên mua. Hóa đơn thanh toán được lập theo quy định của Bộ Tài chính;
d) Đến ngày thanh toán do hai bên thỏa thuận, Bên mua có nghĩa vụ thanh toán toàn bộ khoản tiền ghi trong hóa đơn thanh toán tiền điện của tháng trước liền kề bằng phương thức chuyển khoản. Phí chuyển khoản do Bên mua chịu;
đ) Trường hợp tại thời điểm phát hành hóa đơn thanh toán mà không có đủ số liệu để lập hóa đơn, Bên bán có quyền tạm tính tiền điện thanh toán trên cơ sở ước tính hợp lý các số liệu còn thiếu. Khoản tiền thanh toán hiệu chỉnh được bù trừ vào tiền điện thanh toán của tháng có số liệu chính thức.
2. Tranh chấp trong thanh toán
a) Trường hợp không đồng ý với một phần hoặc toàn bộ khoản tiền ghi trong hóa đơn thanh toán, Bên mua phải thông báo bằng văn bản trước ngày đến hạn thanh toán về khoản tiền ghi trong hóa đơn và lý do không đồng ý. Bên mua có nghĩa vụ thanh toán toàn bộ khoản tiền không tranh chấp trước hoặc trong ngày đến hạn thanh toán;
b) Trong thời hạn 15 ngày tính từ ngày nhận được thông báo về khoản tiền tranh chấp, Bên bán phải gửi văn bản trả lời cho Bên mua. Trường hợp hai bên không thống nhất về khoản tiền tranh chấp, một trong hai bên có quyền thực hiện các quy định giải quyết tranh chấp tại Điều 13 của Hợp đồng.
Trường hợp tranh chấp phát sinh từ thông tin trong bản kê thanh toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia, các bên phải áp dụng các quy định giải quyết tranh chấp trong thị trường điện quy định tại Quy định thị trường điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.
c) Trường hợp một bên không có văn bản thông báo tranh chấp về khoản tiền thanh toán trong thời hạn 30 ngày tính từ ngày phát hành hóa đơn thì bên đó được xem là từ bỏ quyền khiếu nại về khoản tiền phải thanh toán trong hóa đơn đã phát hành.
3. Xác định tiền lãi
Việc tính lãi được áp dụng cho:
a) Khoản tiền điện hàng tháng chậm trả khi đến hạn thanh toán quy định tại Điểm d Khoản 1 Điều này;
b) Khoản tiền phải trả theo quyết định giải quyết tranh chấp quy định tại Điều 13 của Hợp đồng;
c) Khoản hiệu chỉnh tiền điện phải thanh toán hàng tháng theo quy định tại Điểm đ Khoản 1 Điều này.
Tiền lãi được ghép lãi hàng tháng từ ngày ngay sau ngày đến hạn thanh toán đến ngày thanh toán thực tế với lãi suất được tính bằng trung bình của lãi suất tiền gửi bằng đồng Việt Nam vào ngày đến hạn thanh toán tại hóa đơn, kỳ hạn 12 tháng trả sau dành cho khách hàng cá nhân của bốn ngân hàng thương mại gồm Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam, Ngân hàng thương mại cổ phần Công thương Việt Nam, Ngân hàng thương mại cổ phần Đầu tư và Phát triển Việt Nam, Ngân hàng Nông nghiệp và phát triển nông thôn Việt Nam hoặc đơn vị kế thừa hợp pháp của các ngân hàng này cộng biên lãi suất 3%/năm.
4. Bù trừ
Các bên có thể bù trừ khoản nợ, các khoản tiền tranh chấp đã được giải quyết, các khoản tiền hiệu chỉnh và tiền lãi vào tiền điện thanh toán hàng tháng khi lập hóa đơn cho tháng thanh toán gần nhất.
Điều 9. Sự kiện ảnh hưởng việc thực hiện Hợp đồng và chế tài áp dụng
1. Các sự kiện ảnh hưởng việc thực hiện Hợp đồng của Bên mua
a) Các sự kiện liên quan đến giải thể, phá sản của Bên bán gồm:
(i) Bên bán bị giải thể (trừ khi việc giải thể là để sáp nhập hoặc hợp nhất);
(ii) Bên bán không có khả năng thanh toán các khoản nợ đến hạn;
(iii) Bên bán thực hiện việc chuyển nhượng hoặc sáp nhập toàn bộ công ty với bên chủ nợ hoặc sáp nhập vì lợi ích của bên chủ nợ;
(iv) Bên bán có quyết định của tòa án về việc mở thủ tục phá sản đối với Bên bán.
b) Bên bán vi phạm nghiêm trọng các nghĩa vụ theo quy định của Hợp đồng và vi phạm này không được khắc phục trong thời hạn 90 ngày tính từ ngày có thông báo của Bên mua về hành vi vi phạm đó;
c) Bên bán bị đình chỉ hoạt động theo quyết định của cơ quan có thẩm quyền.
2. Các sự kiện ảnh hưởng việc thực hiện Hợp đồng của Bên bán
a) Các sự kiện liên quan đến giải thể, phá sản của Bên mua gồm:
(i) Bên mua bị giải thể (trừ khi việc giải thể là để sáp nhập hoặc hợp nhất);
(ii) Bên mua không có khả năng thanh toán các khoản nợ đến hạn;
(iii) Bên mua thực hiện việc chuyển nhượng hoặc sáp nhập toàn bộ công ty với bên chủ nợ hoặc sáp nhập vì lợi ích của bên chủ nợ;
(iv) Bên mua có quyết định của tòa án về việc mở thủ tục phá sản đối với Bên mua.
b) Bên mua vi phạm nghiêm trọng các nghĩa vụ theo quy định Hợp đồng và vi phạm này không được khắc phục trong thời hạn 90 ngày tính từ ngày có thông báo của Bên bán về hành vi vi phạm đó;
c) Bên mua bị đình chỉ hoạt động theo quyết định của cơ quan có thẩm quyền.
3. Chế tài áp dụng
a) Trường hợp xảy ra sự kiện ảnh hưởng việc thực hiện Hợp đồng của một bên, bên bị ảnh hưởng có quyền áp dụng các chế tài được quy định tại Điều 10 của Hợp đồng đối với bên gây ra ảnh hưởng;
b) Chế tài áp dụng trong Hợp đồng này không loại trừ lẫn nhau và không làm ảnh hưởng tới việc thực hiện các chế tài khác.
Điều 10. Chấm dứt Hợp đồng
1. Chấm dứt Hợp đồng theo thỏa thuận
Các bên có quyền thỏa thuận bằng văn bản để chấm dứt Hợp đồng trước thời hạn. Đối với nhà máy điện tham gia thị trường điện cạnh tranh, phù hợp với thiết kế thị trường điện, các bên có quyền thỏa thuận để chấm dứt hợp đồng trước thời hạn theo văn bản của cơ quan nhà nước để ký hợp đồng mua bán điện theo quy định mới.
2. Đơn phương chấm dứt Hợp đồng
a) Trường hợp xảy ra sự kiện ảnh hưởng việc thực hiện Hợp đồng theo quy định tại Điểm a, Điểm c Khoản 1; Điểm a, Điểm c Khoản 2 Điều 9 Hợp đồng và sự kiện này kéo dài làm ảnh hưởng tới một bên trong Hợp đồng, bên bị ảnh hưởng có quyền đơn phương chấm dứt Hợp đồng sau 90 ngày tính từ ngày gửi thông báo cho bên kia;
b) Trường hợp xảy ra sự kiện bất khả kháng đối với một bên và sự kiện này kéo dài từ 180 ngày trở lên, bên kia có quyền đơn phương chấm dứt Hợp đồng sau 30 ngày tính từ ngày gửi thông báo;
c) Trường hợp xảy ra sự kiện ảnh hưởng việc thực hiện Hợp đồng của một bên theo quy định tại Điểm b Khoản 1, Điểm b Khoản 2 Điều 9 Hợp đồng, bên bị ảnh hưởng có quyền đơn phương chấm dứt Hợp đồng sau 30 ngày tính từ ngày gửi thông báo.
Điều 11. Bồi thường thiệt hại
1. Bên vi phạm có trách nhiệm bồi thường thiệt hại do hành vi vi phạm gây ra cho Bên bị vi phạm về những tổn thất, thiệt hại hay các chi phí mà Bên bị vi phạm phải chịu trong quá trình thực hiện các quyền và nghĩa vụ của mình theo Hợp đồng. Cách tính toán giá trị thiệt hại thực hiện theo quy định tại Bộ luật Dân sự.
2. Trong trường hợp có yêu cầu bồi thường, bên được bồi thường thông báo ngay bằng văn bản cho bên bồi thường xác định tính chất của sự việc yêu cầu được bồi thường. Sự chậm trễ của bên được bồi thường trong việc gửi thông báo không ảnh hưởng đến nghĩa vụ bồi thường của bên bồi thường, trừ trường hợp bên bồi thường thực sự bị thiệt hại vì sự chậm trễ thông báo của bên được bồi thường.
Điều 12. Các trường hợp miễn trách nhiệm đối với hành vi vi phạm
1. Bên vi phạm hợp đồng được miễn trách nhiệm trong các trường hợp sau đây:
a) Xảy ra trường hợp miễn trách nhiệm mà các bên đã thỏa thuận;
b) Hành vi vi phạm của một bên hoàn toàn do lỗi của bên kia;
c) Hành vi vi phạm của một bên do thực hiện quyết định của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền mà các bên không thể biết được vào thời điểm giao kết hợp đồng;
d) Xảy ra trường hợp bất khả kháng
Bất khả kháng là các sự kiện, các tình huống xảy ra không thể tránh được, ngoài khả năng kiểm soát của một bên làm ngăn cản hoặc gây trì hoãn việc thực hiện một phần hoặc toàn bộ nghĩa vụ theo Hợp đồng của bên đó mặc dù đã thực hiện các biện pháp hợp lý, bao gồm nhưng không giới hạn các sự kiện hoặc tình huống sau:
i) Quyết định của tòa án hoặc cơ quan có thẩm quyền ảnh hưởng bất lợi đến khả năng thực hiện nghĩa vụ theo Hợp đồng của một bên;
ii) Các sự kiện do thiên tai như cháy, nổ, hạn hán, lũ lụt, núi lửa phun trào, động đất, lở đất, triều cường, bão, lốc xoáy, bão lớn hoặc các sự kiện tương tự;
iii) Bạo động, biểu tình, nổi loạn, phiến loạn, các hoạt động của chiến tranh dù chiến tranh có được tuyên bố hay không, các hoạt động chống đối, khủng bố, phá hoại, cấm vận, phong tỏa, kiểm dịch hoặc các sự kiện tương tự;
iv) Nhà máy điện hoặc các tài sản của Bên bán bị quốc hữu hóa, tước quyền sở hữu hoặc tịch thu theo quyết định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền;
v) Bên bán không được các cơ quan có thẩm quyền cấp các văn bản cho phép, các văn bản phê duyệt cần thiết mặc dù Bên bán đã tuân thủ các nghĩa vụ được quy định theo pháp luật liên quan đến việc cấp các văn bản cho phép, văn bản phê duyệt đó.
2. Thông báo và xác nhận trường hợp miễn trách nhiệm
a) Bên vi phạm hợp đồng phải thông báo ngay bằng văn bản cho bên kia về trường hợp được miễn trách nhiệm và những hậu quả có thể xảy ra;
b) Khi trường hợp miễn trách nhiệm chấm dứt, bên vi phạm hợp đồng phải thông báo ngay cho bên kia biết; nếu bên vi phạm không thông báo hoặc thông báo không kịp thời cho bên kia thì phải bồi thường thiệt hại;
c) Bên vi phạm có nghĩa vụ chứng minh với bên bị vi phạm về trường hợp miễn trách nhiệm của mình.
3. Miễn trách nhiệm do sự kiện bất khả kháng, từ chối thực hiện hợp đồng trong trường hợp bất khả kháng
a) Bên vi phạm hợp đồng do sự kiện bất khả kháng có trách nhiệm thường xuyên cung cấp các báo cáo cho bên kia về quá trình thực hiện các biện pháp khắc phục sự kiện bất khả kháng hoặc các thông tin khác theo yêu cầu hợp lý của bên kia để chứng minh việc viện dẫn sự kiện bất khả kháng; thông báo cho bên kia về thời điểm kết thúc sự kiện bất khả kháng trong thời hạn 48 giờ từ thời điểm kết thúc, trừ trường hợp mất thông tin liên lạc;
b) Bên bị ảnh hưởng vì sự kiện bất khả kháng chỉ được miễn trách nhiệm liên quan tới việc không thực hiện hoặc chậm thực hiện các nghĩa vụ theo Hợp đồng do sự kiện bất khả kháng gây ra sau khi đã có thông báo và thực hiện trách nhiệm khắc phục theo quy định tại Điểm a Khoản này;
c) Trong trường hợp bất khả kháng, nếu một bên bị cản trở thực hiện nghĩa vụ theo Hợp đồng trong thời hạn 180 ngày hoặc trong thời hạn dài hơn, một trong hai bên có quyền đơn phương chấm dứt Hợp đồng theo quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều 10 Hợp đồng.
Điều 13. Giải quyết tranh chấp
1. Trường hợp xảy ra tranh chấp giữa các bên trong Hợp đồng, bên tranh chấp phải thông báo bằng văn bản cho bên kia về nội dung tranh chấp. Các bên có trách nhiệm trao đổi để giải quyết tranh chấp trong thời hạn 60 ngày tính từ ngày có thông báo của bên đưa ra tranh chấp. Đối với các tranh chấp về thanh toán các khoản chi phí, các bên có trách nhiệm trao đổi trong thời hạn 15 ngày. Các bên có quyền thỏa thuận bằng văn bản về việc kéo dài thời hạn trao đổi để giải quyết tranh chấp.
2. Trường hợp hai bên không thể giải quyết tranh chấp thông qua trao đổi trong thời hạn quy định tại Khoản 1 Điều này, hai bên thống nhất chuyển vụ việc tranh chấp đến Cục Điều tiết điện lực hoặc cơ quan giải quyết tranh chấp khác do hai bên thống nhất lựa chọn để giải quyết hoặc do một trong hai bên khởi kiện tranh chấp theo quy định của pháp luật có liên quan.
Điều 14. Tái cơ cấu ngành điện và chuyển giao quyền và nghĩa vụ
1. Tái cơ cấu ngành điện và chuyển giao quyền và nghĩa vụ tại Bên mua
Hai bên thống nhất chấp nhận trường hợp Bên mua có thể phải tổ chức lại, tái cơ cấu hoặc giải thể hoặc bị loại bỏ dần chức năng mua điện để thực hiện kế hoạch chuyển đổi mô hình hoạt động của ngành điện trong các cấp độ thị trường điện cạnh tranh theo lộ trình đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt hoặc các văn bản thay thế sau này. Khi cơ quan nhà nước có thẩm quyền có quyết định về việc tổ chức lại, tái cơ cấu hoặc giải thể, Bên mua có quyền chuyển giao toàn bộ hay một phần các quyền và nghĩa vụ của mình theo Hợp đồng mà không cần có sự chấp thuận của Bên bán cho một hoặc nhiều đơn vị kế thừa do cơ quan nhà nước có thẩm quyền quyết định và các đơn vị này có trách nhiệm thực hiện các quyền, nghĩa vụ pháp lý của Bên mua theo quy định của pháp luật.
Bên bán phải có văn bản chấp thuận mọi sự chuyển giao hoặc ủy quyền thực hiện các quyền, nghĩa vụ theo Hợp đồng này của Bên mua.
2. Chuyển giao quyền và nghĩa vụ của Bên bán
Bên bán chỉ có quyền chuyển giao quyền và nghĩa vụ của mình theo Hợp đồng cho một hoặc nhiều đơn vị kế thừa khi có sự thỏa thuận trước bằng văn bản của Bên mua. Văn bản thỏa thuận của Bên mua không được từ chối không có lý do việc thực hiện chuyển giao hoặc ủy quyền này của Bên bán, trừ trường hợp Bên bán có thể ủy quyền hay chuyển nhượng mà không cần có thỏa thuận với Bên mua về một số hoặc tất cả các quyền và nghĩa vụ theo Hợp đồng của Bên bán liên quan đến cấp vốn hoặc các thu xếp tài chính khác cho Nhà máy điện. Hợp đồng này tiếp tục có hiệu lực để mang lại lợi ích và việc thực hiện các nghĩa vụ của các đơn vị kế thừa hoặc đơn vị được ủy thác hoặc đơn vị được chuyển giao của Bên bán.
3. Giai đoạn chuyển tiếp của thị trường điện cạnh tranh
Trong thời hạn Hợp đồng, trường hợp thị trường bán buôn điện cạnh tranh được thay thế bằng loại hình thị trường khác do cơ quan nhà nước có thẩm quyền quyết định, trong trường hợp cần thiết các bên có nghĩa vụ đàm phán để sửa đổi hoặc thay thế Hợp đồng này phù hợp với cấu trúc thị trường điện mới với điều kiện giá điện của Hợp đồng đối với các bên không thay đổi.
Điều 15. Lưu giữ hồ sơ và cung cấp thông tin
1. Lưu giữ hồ sơ
Các bên có nghĩa vụ lưu giữ các hồ sơ, dữ liệu, tài liệu hoặc các thông tin cần thiết để xác minh tính chính xác của hóa đơn, các loại giá hoặc các tính toán theo Hợp đồng hoặc để xác minh các bên đã tuân thủ các nội dung của Hợp đồng.
2. Cung cấp thông tin
Mỗi bên có trách nhiệm cung cấp số liệu, tài liệu hoặc các chứng từ cần thiết trong mức độ hợp lý cho bên kia để xác minh tính chính xác của các hóa đơn thanh toán, cách tính giá hoặc các tính toán theo Hợp đồng hoặc để xác minh các bên đã tuân thủ các nội dung của Hợp đồng.
Điều 16. Các chi phí khác
Mỗi bên có trách nhiệm nộp các khoản thuế và phí hoặc thanh toán các khoản nợ phát sinh của mình khi thực hiện Hợp đồng. Hai bên thống nhất Hợp đồng này không bao gồm chi phí truyền tải điện, chi phí phân phối điện, chi phí đấu nối hoặc các chi phí tương tự khác và mỗi bên phải có trách nhiệm thanh toán các loại chi phí đó theo quy định của pháp luật.
Điều 17. Đại diện có thẩm quyền và trao đổi thông tin
1. Đại diện có thẩm quyền
Đại diện có thẩm quyền của hai bên trong Hợp đồng là:
Bên bán: ______________________________ ______________________________ |
Bên mua: ______________________________ ______________________________ |
2. Trao đổi thông tin
a) Các thông báo, hóa đơn hoặc các trao đổi thông tin cần thiết khác trong quá trình thực hiện Hợp đồng phải được lập thành văn bản, nêu rõ ngày lập, sự liên quan đến Hợp đồng. Trường hợp gửi bằng fax thì phải gửi bản gốc đến sau bằng dịch vụ bưu điện với bưu phí đã được trả trước. Thông báo, hóa đơn hoặc các trao đổi thông tin phải được gửi theo các địa chỉ sau:
Bên bán: |
______________________________ ______________________________ |
Bên mua: |
______________________________ ______________________________ |
b) Thông báo, hóa đơn hoặc các trao đổi thông tin khác được gửi theo các hình thức quy định tại Điểm a Khoản này được xem là đã được giao và nhận tại thời điểm:
(i) Khi giao, trong trường hợp giao tận tay; hoặc:
(ii) Khi ký nhận thư bảo đảm, trong trường hợp gửi bằng thư bảo đảm; hoặc:
(iii) Tại thời điểm thực tế nhận được fax, trong trường hợp truyền bằng fax, với điều kiện là người gửi đã nhận được xác nhận việc truyền không bị lỗi; hoặc:
(iv) Tại thời điểm văn thư của cơ quan xác nhận công văn đến, trong trường hợp gửi bằng thư thường.
Điều 18. Bảo mật thông tin
Mỗi bên có nghĩa vụ bảo mật thông tin, tài liệu do bên kia cung cấp theo Hợp đồng và không công bố, công khai hay sử dụng các tài liệu, thông tin đó cho các mục đích khác ngoài mục đích thực hiện nghĩa vụ của bên đó theo Hợp đồng, trừ các trường hợp:
1. Công bố hoặc sử dụng các thông tin, tài liệu theo quy định của pháp luật.
2. Các tài liệu, thông tin được yêu cầu cung cấp cho các cơ quan có thẩm quyền.
3. Các tài liệu, thông tin đó đã được công bố công khai không phải từ các bên trong Hợp đồng.
Điều 19. Các thỏa thuận khác
1. Sửa đổi, bổ sung Hợp đồng
Mọi sửa đổi, bổ sung Hợp đồng phải được các bên thỏa thuận bằng văn bản và được Cục Điều tiết điện lực kiểm tra, có ý kiến bằng văn bản.
2. Hợp đồng hoàn chỉnh
Hợp đồng này là thỏa thuận hoàn chỉnh cuối cùng giữa các bên tham gia và thay thế các nội dung đã thảo luận, thông tin, thư tín trao đổi liên quan trước khi ký kết Hợp đồng.
3. Bên thứ ba
Hợp đồng này chỉ phục vụ cho lợi ích của hai bên và không tạo ra quyền lợi hay nghĩa vụ cho bên thứ ba.
4. Không liên doanh
Hợp đồng này không phải hợp đồng liên doanh, liên kết giữa các bên hay áp đặt nghĩa vụ hoặc trách nhiệm pháp lý mang tính chất liên doanh, liên kết lên một trong hai bên. Không bên nào có quyền tham gia ký kết hợp đồng hoặc thay mặt bên kia với vai trò là một đại lý hoặc người đại diện để thực hiện các nghĩa vụ với bên kia.
5. Từ bỏ thực hiện quyền
Việc từ bỏ thực hiện quyền theo Hợp đồng của một bên phải được lập thành văn bản và do đại diện có thẩm quyền của bên đó ký. Việc không thực hiện hay chậm thực hiện quyền của một bên theo Hợp đồng này không được hiểu là sự từ bỏ các quyền đó.
6. Thực hiện nghĩa vụ còn lại
Việc hủy bỏ, chấm dứt hoặc hết thời hạn Hợp đồng không làm chấm dứt thực hiện nghĩa vụ còn lại của các bên theo Hợp đồng.
7. Luật áp dụng
Việc giải thích và thực hiện Hợp đồng này được thực hiện theo quy định của pháp luật Việt Nam.
8. Tính độc lập của các nội dung Hợp đồng
Trường hợp một phần nội dung trong Hợp đồng không phù hợp với quy định của pháp luật hoặc vô hiệu theo quyết định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền thì các nội dung khác của Hợp đồng vẫn có hiệu lực nếu phần còn lại thể hiện đầy đủ nội dung mà không liên quan tới phần bị vô hiệu.
Hợp đồng được lập thành 09 bản có giá trị như nhau, mỗi bên giữ 04 bản. Bên bán có trách nhiệm gửi một bản tới Cục Điều tiết điện lực.
ĐẠI DIỆN BÊN MUA |
ĐẠI DIỆN BÊN BÁN |
Phụ lục I
CÁC THÔNG SỐ CHÍNH CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN
(Kèm theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)
Bao gồm các mô tả, biểu đồ và đặc điểm kỹ thuật của Nhà máy điện
Phụ lục II
HỆ THỐNG ĐO ĐẾM VÀ THU THẬP SỐ LIỆU
(Kèm theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)
I. VỊ TRÍ LẮP ĐẶT VÀ TÍNH NĂNG CỦA HỆ THỐNG ĐO ĐẾM
1. Vị trí lắp đặt hệ thống đo đếm:
2. Tính năng của hệ thống đo đếm phải phù hợp với quy định tại Thông tư quy định đo đếm điện năng do Bộ Công Thương ban hành.
II. YÊU CẦU KỸ THUẬT CỦA HỆ THỐNG ĐO ĐẾM
Các yêu cầu kỹ thuật của thiết bị đo đếm, yêu cầu kỹ thuật mạch đo đếm, biện pháp niêm phong kẹp chì và yêu cầu về hệ thống thu thập và đọc số liệu công tơ phải phù hợp với Quy định đo đếm điện năng do Bộ Công Thương ban hành.
III. VỊ TRÍ ĐO ĐẾM
Hai bên thống nhất sử dụng các vị trí đo đếm hiện tại của Nhà máy điện như sau:
Vị trí đo đếm chính:
Vị trí đo đếm dự phòng 1:
Vị trí đo đếm dự phòng 2:
Vị trí đo đếm phục vụ vận hành và đối soát số liệu thị trường điện:
IV. PHƯƠNG THỨC XÁC ĐỊNH SẢN LƯỢNG ĐIỆN NĂNG GIAO NHẬN
1. Sản lượng điện giao nhận
a) Sản lượng điện Bên bán trong tháng thanh toán được tính theo công thức:
AG =
AG: Lượng điện năng Bên mua thanh toán cho Bên bán trong tháng thanh toán, (kWh).
b) Sản lượng điện Bên bán nhận từ hệ thống điện quốc gia trong tháng thanh toán được tính theo công thức:
AN =
Trong đó:
AN: Lượng điện năng nhận từ lưới của các điểm đo trong tháng (kWh).
2. Trong giai đoạn thị trường điện cạnh tranh, phương thức giao nhận điện năng hàng tháng phải phù hợp với quy định đo đếm điện năng trong thị trường điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.
Phụ lục III
THỎA THUẬN CÁC ĐẶC TÍNH VẬN HÀNH
(Kèm theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)
Phụ lục IV
THỎA THUẬN HỆ THỐNG SCADA/EMS, THÔNG TIN LIÊN LẠC, RƠ LE BẢO VỆ VÀ TỰ ĐỘNG
(Kèm theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)
Phụ lục V
GIÁ MUA BÁN ĐIỆN, TIỀN ĐIỆN THANH TOÁN
(Kèm theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)
I. GIÁ HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
1. Giá Hợp đồng của nhà máy nhiệt điện
1.1. Quy định chung
Giá Hợp đồng của Nhà máy điện tại thời điểm thanh toán tiền điện tháng t, năm j (PC,j,t) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
FCj: Giá cố định năm j (đồng/kWh);
FOMCj,t: Giá vận hành và bảo dưỡng cố định tháng t, năm j (đồng/kWh);
VC j,t: Giá biến đổi tháng t, năm j (đồng/kWh);
: Giá vận chuyển nhiên liệu chính tháng t, năm j (đồng/kWh).
1.2. Giá cố định:
Giá cố định bình quân nhiều năm (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) là ... (đồng/kWh);
Giá cố định từng năm FCj (đồng/kWh) từ ngày vận hành thương mại đến hết đời sống kinh tế nhà máy điện (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) áp dụng theo bảng sau:
Năm thứ |
1 |
2 |
3 |
4 |
… |
… |
Giá cố định (đồng/kWh) |
|
|
|
|
|
|
1.3. Giá vận hành và bảo dưỡng cố định:
Giá vận hành và bảo dưỡng cố định tháng t, năm j (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, thuế tài nguyên sử dụng nước mặt, phí bảo vệ môi trường đối với chất thải rắn) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: |
Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác năm j (đồng/kWh); |
: |
Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công tháng t, năm j (đồng/kWh). |
a) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác năm j () được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):
Trong đó:
|
Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác Năm cơ sở là ... (đồng/kWh); |
i: |
Tỷ lệ trượt thành phần giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí khác là 2,5%/năm (hoặc theo quy định tại Thông tư quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện); |
l: |
Số thứ tự năm thanh toán tính từ năm cơ sở (đối với năm cơ sở l=1). |
b) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j () được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):
- Trường hợp mức lương tính toán trong phương án giá điện bằng mức lương tối thiểu vùng thì:
Trong đó:
: |
Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công năm cơ sở là ... (đồng/kWh); |
Lmin,j,t: |
Mức lương tối thiểu vùng tại thời điểm thanh toán tháng t, năm thứ j (đồng/người/tháng); |
Lmin,b: |
Mức lương tối thiểu vùng năm cơ sở là... (đồng/người/tháng). |
- Trường hợp mức lương tối thiểu tính trong phương án giá điện cao hơn mức tối thiểu vùng hoặc tổng chi phí nhân công TCnc được tính toán theo tỷ lệ chi phí nhân công của nhà máy điện thì thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j () được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):
Trong đó:
: |
Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công năm cơ sở là: (đồng/kWh); |
i: |
Tỷ lệ trượt thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo Chỉ số giá tiêu dùng cả nước của Việt Nam (CPI) năm (l-1) so với năm (l-2) nhưng không vượt quá 2,5%/năm, được nêu tại chỉ số giá tiêu dùng cả nước tháng 12 của năm liền kề trước năm j, công bố trên Trang thông tin điện tử thống kê của Tổng cục Thống kê; |
l: |
Số thứ tự năm thanh toán tính từ năm cơ sở (đối với năm cơ sở l = 1, i1 = 0). |
1.4. Giá biến đổi:
Giá biến đổi tháng t, năm j VCCN,j,t (đồng/kWh) 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 (than, khí) của nhà máy điện tháng t, năm j (đồng/kWh); |
: |
Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy điện tháng t, năm j (đồng/kWh); |
: |
Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện năm j (đồng/k\Vh). |
a) Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính:
Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính (than, khí) của nhà máy diện tháng t, năm j (đồng/kWh) 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 (than, khí) của nhà máy điện năm cơ sở là ... (đồng/kWh); |
kHs: |
Hệ số suy giảm hiệu suất (%); |
l: |
Thứ tự năm vận hành thương mại, tính tròn năm kể từ thời điểm vận hành thương mại toàn nhà máy; |
: |
Giá nhiên liệu chính (than, khí) cho phát điện tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j là ... (đồng/tấn) đối với nhiên liệu than; hoặc là ... (đồng/BTU) đối với nhiên liệu khí; |
: |
Giá nhiên liệu chính (than, khí) cho phát điện tại Năm cơ sở là ... (đồng/tấn) đối với nhiên liệu than; hoặc là .... (đồng/BTU) đối với nhiên liệu khí. |
b) Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ:
Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy điện tháng t, năm j (đồng/kWh) 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 (dầu) của nhà máy điện Năm cơ sở là ... (đồng/kWh); |
kHS: |
Hệ số suy giảm hiệu suất (%); |
l: |
Thứ tự năm vận hành thương mại, tính tròn năm kể từ thời điểm vận hành thương mại toàn nhà máy; |
: |
Giá nhiên liệu phụ (dầu) cho phát điện tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j là ... (đồng/kg); |
: |
Giá nhiên liệu phụ (dầu) cho phát điện tại Năm cơ sở là ... (đồng/kg). |
c) Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác:
Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện năm j (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: |
Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện Năm cơ sở là ... (đồng/kWh); |
kHs: |
Hệ số suy giảm hiệu suất (%); |
l: |
Thứ tự năm vận hành thương mại, tính tròn năm kể từ thời điểm vận hành thương mại toàn nhà máy; |
i: |
Tỷ lệ trượt thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác là 2,5%/năm (hoặc theo quy định tại Thông tư quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện). |
1.5. Giá vận chuyển nhiên liệu chính:
Giá vận chuyển nhiên liệu chính của nhà máy điện tháng t, năm j (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: |
Giá biến đổi đặc thù của nhà máy điện Năm cơ sở là ... (đồng/kWh); |
: |
Cước phí vận chuyển nhiên liệu chính (than, khí) và chi phí khác cho phát điện tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j là ... (đồng/tấn) đối với nhiên liệu than; hoặc là .... (đồng/BTU) đối với nhiên liệu khí, trên cơ sở có ý kiến của bên mua điện; |
: |
Cước phí vận chuyển nhiên liệu chính (than, khí) và chi phí khác cho phát điện tại Năm cơ sở là ... (đồng/tấn) đối với nhiên liệu than; hoặc là ... (đồng/BTU) đối với nhiên liệu khí; |
kHs: |
Hệ số suy giảm hiệu suất (%); |
l: |
Thứ tự năm vận hành thương mại, tính tròn năm kể từ thời điểm vận hành thương mại toàn nhà máy. |
Trước khi ký kết mới hợp đồng vận chuyển than (than trong nước và nhập khẩu) hoặc cước phí vận chuyển than khác theo hợp đồng mua bán than, bên bán điện cung cấp các hồ sơ tài liệu để bên mua điện có ý kiến về giá vận chuyển than trong quá trình thực hiện thanh toán chi phí nhiên liệu than, đảm bảo hợp đồng vận chuyển than được ký kết theo quy định hiện hành, đảm bảo giá cạnh tranh, minh bạch.
(Đối với nhiêu liệu than của hợp đồng nhập khẩu than hoặc than được cấp từ nhiều hợp đồng: cước phí vận chuyển than áp dụng tính toán giá hợp đồng mua bán điện theo hướng dẫn tại Thông tư số 13/2017/TT-BCT ngày 03 tháng 8 năm 2017).
2. Giá Hợp đồng của nhà máy thủy điện
2.1. Quy định chung:
Giá Hợp đồng của Nhà máy điện tại thời điểm thanh toán tiền điện tháng t, năm j (PCj,t) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
FCj: Giá cố định năm j (đồng/kWh);
FOMC j,t: Giá vận hành và bảo dưỡng tháng t, năm j (đồng/kWh);
2.2. Giá cố định:
Giá cố định bình quân nhiều năm (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) là ... (đồng/kWh);
Giá cố định từng năm FCj (đồng/kWh) từ ngày vận hành thương mại đến hết đời sống kinh tế nhà máy điện (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) áp dụng theo bảng sau:
Năm thứ |
1 |
2 |
3 |
4 |
… |
… |
Giá cố định (đồng/kWh) |
|
|
|
|
|
|
2.3. Giá vận hành và bảo dưỡng:
Giá vận hành và bảo dưỡng tháng t, năm j (FOMCj,t) (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, thuế tài nguyên nước, mức chi trả tiền dịch vụ môi trường rừng) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: |
Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác năm j (đồng/kWh); |
: |
Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j (đồng/kWh). |
a) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác năm j () được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):
Trong đó:
: |
Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác Năm cơ sở là... (đồng/kWh); |
i: |
Tỷ lệ trượt thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí khác là 2,5%/năm (hoặc theo quy định tại Thông tư quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện); |
l: |
Số thứ tự năm thanh toán tính từ Năm cơ sở (đối với Năm cơ sở l=1). |
b) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j () được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):
- Trường hợp mức lương tính toán trong phương án giá điện bằng mức lương tối thiểu vùng thì:
Trong đó:
: |
Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công năm cơ sở là ... (đồng/kWh); |
Lmin,j,t: |
Mức lương tối thiểu vùng tại thời điểm thanh toán tháng t, năm thứ j (đồng/người/tháng); |
Lmin,b: |
Mức lương tối thiểu vùng năm cơ sở là... (đồng/người/tháng). |
- Trường hợp mức lương tối thiểu tính trong phương án giá điện cao hơn mức tối thiểu vùng hoặc tổng chi phí nhân công TCnc được tính toán theo tỷ lệ chi phí nhân công của nhà máy điện thì thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j () được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):
Trong đó:
: |
Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công Năm cơ sở là: (đồng/kWh); |
i: |
Tỷ lệ trượt thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo Chỉ số giá tiêu dùng cả nước của Việt Nam (CPI) năm (l-1) so với năm (l-2) nhưng không vượt quá 2,5%/năm, được nêu tại Chỉ số giá tiêu dùng cả nước tháng 12 của năm liền kề trước năm j, công bố trên Trang thông tin điện tử thống kê của Tổng cục Thống kê; |
l: |
Số thứ tự năm thanh toán tính từ Năm cơ sở (đối với Năm cơ sở l = 1, iI=0) |
II. SẢN LƯỢNG ĐIỆN NĂNG THEO HỢP ĐỒNG
1. Sản lượng điện năng phát bình quân nhiều năm [tại điểm giao nhận điện của nhà máy] theo thời hạn Hợp đồng của Nhà máy điện là [...] (tr.kWh).
2. Sản lượng Hợp đồng năm, tháng do Bên Mua và Bên Bán ký xác nhận theo Quy định thị trường điện cạnh tranh.
III. THANH TOÁN TIỀN ĐIỆN THEO HỢP ĐỒNG
- Giai đoạn trước ngày vận hành thương mại (nhà máy nhiệt điện)
Đối với chi phí chạy thử nghiệm thu trước giai đoạn nhà máy nhiệt điện vận hành thương mại: Hai bên thỏa thuận theo hướng dẫn tại Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ Công Thương và các Thông tư sửa đổi, bổ sung thay thế.
- Giai đoạn sau ngày vận hành thương mại
1. Trường hợp Nhà máy điện:
- Chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh hoặc gián tiếp tham gia thị trường điện cạnh tranh;
- Đã tham gia thị trường điện cạnh tranh nhưng có giai đoạn dừng tham gia thị trường điện theo quyết định của cơ quan có thẩm quyền hoặc can thiệp thị trường:
Tiền điện thanh toán (Rtt) của Nhà máy điện được tính toán cụ thể như sau:
Rtt = Rt x (1 + VAT)
Trong đó:
Rt |
Tiền điện thanh toán cho tháng t năm j, chưa bao gồm thuế VAT (đồng); |
Rt = (Pc,j,t x Qm,j,t + Rk + RTh) |
|
Pc,j,t |
Giá Hợp đồng quy định tại mục I Phụ lục này (đồng/kWh); |
Qm,j,t |
Sản lượng điện tại điểm giao nhận của Nhà máy điện (kWh); |
Rk |
Các chi phí khác (đồng), gồm có: |
+ Chi phí thanh toán cho tổ máy thí nghiệm phù hợp với lịch thử nghiệm đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt, được xác định bằng: (i) Phần sản lượng điện đo đếm của tổ máy thí nghiệm trong thời gian thí nghiệm và (ii) Giá biến đổi được quy định tại mục I Phụ lục này.
+ Các khoản thanh toán hiệu chỉnh (nếu có) (đồng).
RTh |
Tổng các khoản thuế, phí, các khoản tiền phải nộp trong tháng theo quy định pháp luật có liên quan được Bên bán và Bên mua thống nhất (kèm theo các chứng từ hợp lệ) (đồng); |
VAT |
Thuế suất giá trị gia tăng theo quy định của Nhà nước (%). |
Trường hợp Nhà máy điện được Bên bán ký nhiều Hợp đồng với các bên mua, khoản tiền điện thanh toán Rt (chưa bao gồm thuế VAT) được Bên bán tính toán, phân bổ cho các Bên mua theo tỷ trọng sản lượng điện năng giao nhận trong tháng (chu kỳ thanh toán) do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố.
2. Khi Nhà máy điện chính thức tham gia Thị trường điện cạnh tranh,
2.1. Tổng số tiền thanh toán sai khác theo Hợp đồng trong tháng t được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: |
Tổng số tiền điện thanh toán sai khác theo Hợp đồng trong tháng t (đồng) chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng; |
D: |
Tổng số ngày trong tháng t; |
d: |
Ngày giao dịch trong tháng t; |
I: |
Tổng số chu kỳ giao dịch của ngày giao dịch d; |
i: |
Chu kỳ giao dịch i của ngày giao dịch d; |
PC,j,t: |
Giá Hợp đồng quy định tại mục I Phụ lục 5 của Hợp đồng; |
FMPd,i: |
Giá thị trường toàn phần áp dụng cho đơn vị phát điện của chu kỳ giao dịch i, ngày d trong tháng t (đồng/kWh); |
: |
Sản lượng Hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i, ngày d trong tháng t (kWh). |
2.2. Tổng các khoản thanh toán khác theo quy định của Hợp đồng gồm có:
a) Chi phí thanh toán lãi suất phạt trả chậm theo quy định tại Điều 8 của Hợp đồng;
b) Các khoản thanh toán hiệu chỉnh (nếu có);
c) Các chi phí khác do hai bên thỏa thuận.
2.3. Các khoản thanh toán khác của Nhà máy điện [ký hợp đồng mua bán điện với Bên mua điện] được xác định như sau:
a) Phần sản lượng điện năng do chênh lệch giữa sản lượng đo đếm điện năng tháng với tổng sản lượng điện năng đo đếm các chu kỳ giao dịch trong tháng theo Quy định thị trường điện cạnh tranh được thanh toán theo giá Hợp đồng (Pcj,t) được quy định tại mục I Phụ lục 5 của Hợp đồng;
b) Trong trương hợp tổ máy nhiệt điện bị buộc phải ngừng hoặc phải ngừng 01 lò hơi để giảm công suất theo Quy định thị trường điện cạnh tranh:
Khoản thanh toán trong trường hợp này được xác định bằng tổng chi phí khởi động ứng với các trạng thái khởi động.
Chi phí khởi động ứng với các trạng thái khởi động được Bên bán và Bên mua thỏa thuận từ định mức nhiên liệu, vật liệu phụ,.. như sau […].
c) Trường hợp Nhà máy điện có tổ máy thí nghiệm phù hợp với lịch thử nghiệm đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt, khoản thanh toán đối với sản lượng điện phát ra của Nhà máy điện theo Quy định thị trường điện cạnh tranh được xác định như sau:
- Tổ máy thí nghiệm: Được tính bằng giá biến đổi được quy định tại Mục I Phụ lục 5 của Hợp đồng;
- Tổ máy không thí nghiệm: Được tính bằng giá Hợp đồng được quy định tại Mục I Phụ lục 5 của Hợp đồng.
d) Trường hợp nhà máy điện có tổ máy tham gia thử nghiệm AGC theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt: Khoản thanh toán đối với sản lượng điện của nhà máy điện theo Quy định thị trường điện cạnh tranh được xác định theo giá Hợp đồng được quy định tại Mục I Phụ lục 5 của Hợp đồng;
đ) Các khoản thanh toán khác theo Quy định thị trường điện cạnh tranh.
Các khoản thanh khác theo Quy định thị trường điện cạnh tranh tại mục 2.3 này được Bên bán tính toán, phân bổ cho các Bên mua theo tỷ trọng sản lượng điện năng giao nhận trong tháng (chu kỳ thanh toán) do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố.
2.4. Tổng số tiền điện thanh toán hàng tháng theo Hợp đồng (Rt) được xác định như sau:
Rtt = (RTT,t + RC,t + RC,k,HĐ + RC,k,TT + RTh) x (1+VAT)
Trong đó:
RTT,t |
Tổng các khoản thanh toán thị trường theo bảng kê thanh toán tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia cung cấp (đồng); |
RC,t |
Tổng số tiền điện thanh toán sai khác theo Hợp đồng trong tháng t (đồng) được xác định tại khoản 2.1 mục này (đồng); |
RC,k,HĐ |
Tổng các khoản thanh toán khác theo quy định của Hợp đồng (đồng) được xác định tại Khoản 2.2 Mục này; |
RC,k,TT |
Tổng số tiền điện thanh toán khác theo quy định thị trường điện cạnh tranh (đồng) được xác định tại Khoản 2.3 Mục này: |
RTh |
Tổng các khoản thuế, phí, các khoản tiền phải nộp trong tháng theo quy định pháp luật có liên quan được Bên bán tính toán, phân bổ cho các Bên mua theo tỷ trọng sản lượng điện năng giao nhận trong tháng (chu kỳ thanh toán) do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố (kèm theo các chứng từ hợp lệ) (đồng); |
VAT |
Thuế suất thuế giá trị gia tăng được xác định theo quy định hiện hành (%). |
2.5. Chênh lệch tỷ giá (FED): Hàng năm, hai bên báo cáo Bộ Công Thương, Cục Điều tiết điện lực kết quả tính toán chênh lệch tỷ giá VNĐ/USD của năm trước liền kề, đề xuất phương án thanh toán. Chênh lệch tỷ giá (đồng) được tính toán theo công thức sau:
Trong đó:
n |
Số lần thanh toán ngoại tệ USD trong năm tính toán (lần); |
Dj |
Số nợ gốc bằng USD đã trả thực tế lần j trong năm tính toán. Tổng nợ gốc bằng USD đã trả thực tế trong năm tính toán không lớn hơn tổng nợ gốc bằng USD tại năm tương ứng trong phương án giá điện hai bên thống nhất theo bảng sau: |
Năm 1 |
Năm 2 |
Năm 3 |
Năm 4 |
Năm 5 |
Năm … |
|
|
|
|
|
|
λj: Tỷ giá quy đổi VNĐ/USD lần thanh toán j trong năm của khoản Dj;
λb: Tỷ giá VNĐ/USD cơ sở hai bên thống nhất trong phương án giá điện (…..VNĐ/USD)
Phụ lục VI
CÁC THÔNG SỐ CHÍNH TRONG TÍNH TOÁN GIÁ ĐIỆN
Phụ lục VII
CÁC MỐC TIẾN ĐỘ DỰ ÁN
(Kèm theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)
I. CÁC MỐC TIẾN ĐỘ DỰ ÁN
1. Ngày khởi công chính thức xây dựng Nhà máy điện: |
[…] |
2. Ngày bắt đầu tiến hành thí nghiệm liên động: |
[…] |
3. Ngày đóng điện lần đầu: |
[…] |
4. Ngày thử nghiệm: |
[…] |
5. Ngày vận hành thương mại của tổ máy i: |
[…] |
6. Ngày vận hành thương mại Nhà máy điện: |
[…] |
II. CÁC TÀI LIỆU BÊN BÁN PHẢI CUNG CẤP CHO BÊN MUA
Bên bán có nghĩa vụ cung cấp cho Bên mua bản sao hợp lệ các tài liệu để công nhận Ngày vận hành thương mại như sau: [...].
Phụ lục VIII
QUY TRÌNH THỬ NGHIỆM
(Kèm theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)
Phụ lục IX
MẪU BIỂU BÁO CÁO TÌNH HÌNH THANH TOÁN TIỀN ĐIỆN
Quý... năm...
(Kèm theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)
TT |
Nội dung |
Đơn vị tính |
Tháng … |
Tháng … |
Tháng … |
A |
Tình hình thanh toán tiền điện (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) |
|
|
|
|
1 |
Tổng tiền thanh toán theo hợp đồng |
Triệu đồng |
|
|
|
2 |
Tổng khoản thanh toán thị trường điện |
Triệu đồng |
|
|
|
3 |
Tổng khoản thanh toán khác |
Triệu đồng |
|
|
|
4 |
Tổng chi phí khởi động |
Triệu đồng |
|
|
|
5 |
Tổng các khoản thuế, phí, khoản bằng tiền (chi tiết các khoản) |
Triệu đồng |
|
|
|
6 |
Sản lượng hợp đồng Qc theo từng tháng |
Triệu kWh |
|
|
|
B |
Thông số tính toán thực tế từng tháng |
|
|
|
|
1 |
Giá cố định năm |
Đồng/kWh |
|
|
|
2 |
Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác |
Đồng/kWh |
|
|
|
3 |
Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công |
Đồng/kWh |
|
|
|
4 |
Giá biến đổi của nhà máy điện |
Đồng/kWh |
|
|
|
5 |
Giá vận chuyển theo nhiên liệu chính |
Đồng/kWh |
|
|
|
6 |
Giá nhiên liệu than/khí (chưa có cước vận chuyển) |
Đồng/tấn, USD/BTU |
|
|
|
7 |
Cước phí vận chuyển than |
Đồng/tấn, USD/BTU |
|
|
|
8 |
Giá nhiêu liệu dầu |
Đồng/tấn |
|
|
|
9 |
Lương tối thiểu vùng |
Đồng/người/tháng |
|
|
|
10 |
Số lần khởi động (ứng với các trạng thái khởi động) |
lần |
|
|
|
11 |
Tỷ giá ngoại tệ trong thanh toán nhiên liệu khí, nhiêu liệu than |
Đồng/USD |
|
|
|
12 |
Tỷ giá ngoại tệ thực hiện trong thanh toán các hợp đồng vay thực tế với Ngân hàng, tổ chức tín dụng (nếu có) |
Đồng/USD |
|
|
|
THE MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE No. 45/2018/TT-BCT |
THE SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence - Freedom - Happiness Hanoi, November 15, 2018 |
CIRCULAR
Prescribing the operation of competitive wholesale electricity market, amending and supplementing a number of articles of the Circular No. 56/2014/TT-BCT dated December 19, 2014 of the Ministry of Industry and Trade prescribing methods of determination of electricity generation costs and processes for inspecting power purchase agreement
Pursuant to the Government's Decree No. 98/2017/ND-CP dated August 18, 2017, defining the functions, tasks, powers and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade;
Pursuant to the Law on Electricity dated December 03, 2004, and the Law dated November 20, 2012 amending and supplementing a number of articles of the Law on Electricity;
Pursuant to the Government’s Decree No. 137/2013/ND-CP dated October 21, 2013, elaborating on the implementation of a number of articles of the Law on Electricity, and the Law on amending and supplementing a number of articles of the Law on Electricity;
Pursuant to the Prime Minister's Decision No. 63/2013/QD-TTg dated November 8, 2013 defining the roadmap, conditions and structure of the electricity industry to form and develop electricity market levels in Viet Nam;
At the proposal of the Director of the Electricity Regulatory Authority,
The Minister of Industry and Trade promulgates the Circular prescribing the operation of competitive wholesale electricity market, amending and supplementing a number of articles of the Circular No. 56/2014/TT-BCT dated December 19, 2014 of the Minister of Industry and Trade, prescribing methods of determination of electricity generation costs and processes for inspecting power purchase agreement.
Chapter I
GENERAL PROVISIONS
Article 1. Scope of regulation
This Circular prescribes:
1. Operation of the competitive wholesale electricity market (hereinafter referred to as the electricity market for short) and the responsibilities of the electricity market participants.
2. Amendments and supplements to a number of articles of the Circular No. 56/2014/TT-BCT dated December 19, 2014 of the Minister of Industry and Trade prescribing methods of determination of electricity generation costs and processes for inspecting power purchase agreement.
Article 2. Subjects of registration dossier
This Circular applies to the following electricity market participants:
1. Electricity wholesale buyers.
2. Generating units.
3. Power system and market operating units.
4. Transmission network operators.
5. The Vietnam Electricity.
Article 3. Interpretation of terms
In this Circular, the terms below are construed as follows:
1. AGC (Automatic Generation Control) means an equipment system automatically controlling the increase or decrease of active power of a generating set to maintain a stable frequency of the power system within the permissible range in accordance with the economic operation principle of such generating set.
2. Quotation means a quotation for electrical power to be sold on the electricity market of each generating set, which is submitted by a bidding unit to a power system and market operating unit using the model quotation issued together with this Circular.
3. Scheduling quotation means a quotation approved by a power system and market operating unit to set the for day-ahead or trading period-ahead mobilization schedule.
4. Default quotation means a quotation used by a power system and market operating unit to set the schedule for day-ahead or trading period-ahead mobilization schedule in cases where a valid quotation from the generating unit is not received.
5. Settlement Statement means a statement of settlements issued by the power system and market operating unit in each trading day and each settlement period for a directly-trading generating unit and power buyers.
6. Electricity market intervention means the measure of changing the normal operation mode of the electricity market which must be taken by a power system and market operating unit to handle the situations specified in Clause 1, Article 64 of this Circular.
7. Settlement period means the period of making documents and invoices for transactions on the electricity market within 01 month from the 1st day of each month.
8. Announced capacity means the maximum available capacity of a generating set that a bidding unit, or a power system and market operating unit, and a generating unit signing a contract on providing auxiliary services announced in accordance with the electricity market operation schedule.
9. Dispatch capacity means the actual capacity of a generating set mobilized by the power system and market operating unit in a trading period.
10. Trading period-ahead mobilized capacity means the capacity of a generating set intended to be mobilized for the first trading period in the trading period-ahead mobilization schedule.
11. Day-ahead mobilized capacity means the capacity of a generating set intended to be mobilized for the trading periods in the day-ahead trading period mobilization schedule in accordance with the bound scheduling results.
12. Increased generation capacity means the difference between the dispatch capacity and capacity arranged in the market pricing schedule of a generating set.
13. Auxiliary services means services of frequency control, roatation reserve, quick-start reserve, and must-run operation, aiming at ensuring power system security, voltage regulation and black start.
14. Frequency control reserve service includes frequency control and reserve service.
15. Increased electrical power means the amount of electrical power generated by a generating set to be mobilized in proportion to the increased generation capacity.
16. Bidding unit means a unit that directly submits the quotation in the electricity market, including a generating unit or a power plant that is registered for directly making quotation and a unit representing a group of cascade hydropower plants to make quotations.
17. Electricity wholesale buyer means a power trading unit with the function of buying power wholesale on the spot electricity market (at the point of delivery between the power transmission network and the power distribution network, and at the point of delivery with power plants on the distribution network). In the first stage of power market operation, the wholesale buyers are 05 Electricity Corporations under the Vietnam Electricity (Electricity Corporations of the North, the Central Region, the South, Hanoi, and Ho Chi Minh City).
18. Electricity buyer is a unit participating in the electricity wholesale market as an electricity buyer, including wholesale buyers and the Vietnam Electricity.
19. Electricity importer means a power trading unit with the function of signing and managing electricity import contracts, in which the points of import on the transmission network are connected or not connected to the national power system in accordance with regulations.
20. Generating unit means a unit that owns one or more power plants participating in the electricity market and signs power purchase agreements for such power plants with the electricity buyers.
21. Indirectly trading generating unit means a generating unit whose power plant does not directly provide quotations on the electricity market and does not apply a payment mechanism in the electricity market.
22. Directly trading generating unit means a generating unit whose power plant may provide quotations, set up a mobilization schedule using its quotations and calculate payments in accordance with the provisions of Chapter VIII of this Circular.
23. Metered power data managing unit means a unit that manages and operates the system to collect, process and store the metered data of electrical power for the electricity market, including the power system and market operating units, generating units, transmission network operators, and electricity wholesale buyers under their scope of metered data management.
24. Transmission network operator means an electricity trading unit licensed to conduct activities in the field of electricity transmission and responsible for the management and operation of the national transmission network.
25. Power system and market operating unit means a unit that directs the control and process of electricity generation, transmission, and distribution in the national power system, and monitors electricity market transactions.
26. Power exporter means an electricity trading unit with the function of signing and managing electricity export contracts with the point of delivery for export on the transmission network of the national power system in accordance with regulations.
27. Capacity Add-on Price (CAN) means a calculating price for each trading period applicable in the capacity settlement calculation for generating units in the electricity market.
28. Quotation price floor means the lowest price in the quotation that a bidding unit can provide for a generating set in a day-ahead quotation.
29. System Marginal Price (SMP) means a unit price of a power unit determined in each trading period, applicable to the power settlement calculation in the electricity market.
30. Full Market Price (FMP) means the sum of a CAN and a SMP in a trading period.
31. Quotation price ceiling means the highest price of the quotation that a bidding unit can provide for a generating set in a day-ahead quotation.
32. Market price ceiling means the highest SMP determined in each year.
33. Water value means an expected marginal price calculated based on water stored in hydropower reservoirs to be used to generate electricity in replacement for thermal sources in the future, converted to one power unit.
34. Performance degradation coefficient means the coefficient of performance degradation of a generating set over the time of operation.
35. Annual or monthly average load coefficient means the ratio between the total power output quantity in a year or a month and the product of the total installed capacity and the total number of hours applicable ib the annual or monthly load coefficient calculation.
36. Electricity market information system means a system of equipment and databases serving the management and exchange of electricity market information managed by the power system and market operating unit.
37. Power purchase agreement means a power sale and purchase agreement signed by an electricity buyer and a directly trading generating unit using the form issued by the Ministry of Industry and Trade.
38. Conditional generation scheduling means the orderly mobilization of generating sets by the method of minimizing power purchase costs regarding technical restrictions of the power system.
39. Non-conditional generation scheduling means the orderly mobilization of generating sets by the method of minimizing power purchase costs regardless of constraints of the power system.
40. Trading period-ahead mobilization schedule means an expected mobilization schedule of generating sets to generate power and provide auxiliary services for the trading period ahead and the trading periods within the next three hours calculated and announced by a power system and market operating unit.
41. Day-ahead mobilization schedule means an expected mobilization schedule of generating sets to generate power and provide auxiliary services for the trading periods of the trading day ahead made by a power system and market operating unit.
42. SMP pricing schedule means a schedule made by a power system and market operating unit after the current trading day in order to determine the SMPs for each trading period.
43. Electricity market simulation model means a system of software registration dossiers used to simulate the mobilization of generating sets and calculate SMPs by a power system and market operating unit in elaborating its annual, monthly, and weekly operation plans.
44. Water value calculation model means an optimal hydrothermal software system used to calculate water value by a power system and market operating unit in elaborating its annual, monthly, and weekly operation plans.
45. Water level limit means the lowest 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 a power system and market operating unit following the Procedures for medium- and short-term power system security assessment issued by the Electricity Regulatory Authority, guiding the implementation of the Regulation on electricity transmission system as prescribed by the Ministry of Industry and Trade.
46. Optimal water level means the upstream water level of a hydropower reservoir at the end of each month or at the end of each week ensuring the most efficient use of water for electricity generation and meeting the conditional requirements, which is calculated and announced by a power system and market operating unit.
47. Year N means the current year in operation of the electricity market, calculated by calendar years.
48. Day D means the current trading day.
49. Trading day means a day when electricity market transactions take place, from 00:00 to 24:00 every day.
50. BOT power plant means a power plant invested in the form of Build - Operate - Transfer under a contract between an investor and a competent State agency.
51. Best newly-built power plant means a newly-built thermal power plant that comes into operation with the lowest average electricity generation price calculated for the year ahead and the power purchase agreement price based on the electricity generation price range for standard power plants issued by the Ministry of Industry and Trade. The best newly-built power plants shall be selected annually for calculating CANs.
52. Multi-purpose strategic hydropower plant means a hydropower plant in the list of large power plants of particular importance in terms of socio-economy, national defense and security approved by the Prime Minister and the list of power plants operating in coordination with large power plants of particular importance in terms of socio-economy, national defense and security approved by the Ministry of Industry and Trade.
53. Appointed power plant means a power plant with a power purchase agreement with the Vietnam Electricity appointed to an electricity wholesale buyer as prescribed in Clause 2, Article 40 of this Circular.
54. Group of cascade hydropower plants means a group of hydropower plants, in which the amount of water cascading down from the reservoir of the hydropower plant at the higher stage accounts for all or most of the water to the reservoir of the hydropower plant at the lower stage of the cascade, and between these two power plants do not have a water-controlling reservoir storing water for more than 01 week.
55. Trading node means a position used to determine the delivered power quantity of electricity purchase and sale transactions on the spot electricity market in the electricity market.
56. Mobilization scheduling software means a software system used by a power system and market operating unit to make day-ahead or trading period-ahead mobilization schedules for generating sets in the electricity market.
57. System load means the sum of the power output quantity of the entire power system converted to generating sets’ terminals and the imported power output quantity in a trading period minus the output quantity of power plants with the total installed capacity of less than or equal to 30MW not participating in the electricity market and the output of cascade hydropower plants on the same river belonging to a generating unit with a total installed capacity of less than or equal to 60MW (meeting the conditions for avoidable cost tariff regulations issued by the Ministry of Industry and Trade).
58. Annual planned output quantity means the power output quantity of a power plant expected to be mobilized in the year ahead.
59. Monthly planned output quantity means the power output quantity of a power plant expected to be mobilized in the months of the year.
60. Heat dissipation rate means the amount of heat consumed by a generating set or power plant to produce a power unit.
61. Conditional generation payment means the payment to a generating unit for the increased amount of generated electrical power.
62. Month M means the current month of the electricity market in operation, calculated by calendar months.
63. Spot electricity market means a market that makes the mobilization schedule, calculate the market price using the quotation, and settle each trading period of a day for power purchase transactions between generating units and power buyers.
64. Capacity shortage means a situation when the total announced capacity of all generating units is less than the forecasted system load demand in a trading period.
65. Confidential information means information that is confidential under the law provisions or by agreement among the parties.
66. Market information means all data and information related to the activities of the electricity market.
67. Bidding deadline means the time after which the generating units are not allowed to change the quotation of the next day, except for the cases specified in Article 47 of this Circular. In the electricity market, the bidding deadline of day D is 11:30 of day D-1.
68. Mobilization order means the result of arranging capacity ranges in the quotation following the low-to-high pricing principle regarding the constraints of the power system.
69. Overcapacity means a situation when the total capacity at the price floor provided by a directly trading generating unit and the planned mobilization capacity of power plants belonging to an indirectly trading generating unit announced by a power system and market operating unit in a region or for the whole power system in a trading period are greater than the regional load or the forecasted system load.
70. Total hours for calculating annual load coefficient means the total number of hours in year N for the generating sets that have been in commercial operation since year N-1 or earlier, or the total hours form the beginning of the commercial operation to the end of a year for generating sets put into commercial operation in year N, minus the time for repairing the generating sets in accordance with the approved plan in year N.
71. Total hours for calculating monthly load coefficient means the total number of hours in month M for the generating sets that have been in commercial operation since year M-1 or earlier, or the total hours form the beginning of the commercial operation to the end of a month for generating sets put into commercial operation in month M, minus the time for repairing the generating sets in accordance with the approved plan in month M.
72. Slow start generating set means a generating set that is incapable of starting and connecting to the network in less than 30 minutes.
73. Week T means the current week of electricity market operation.
74. Metering points means the location where the electricity metering system is installed to determine the delivered power output quantity for the electricity market payments in accordance with the Regulation on metering of electrical power in the power system issued by the Ministry of Industry and Trade and other relevant regulations.
Chapter II
REGISTRATION FOR PARTICIPATION IN THE ELECTRICITY MARKET
Article 4. Responsibility of generating units to participate in the electricity market
1. A power plant that has an electricity trading license in the field of electricity generation, with an installed capacity of more than 30 MW connected to the national power system shall complete registration procedures and directly participate in the electricity market, except for power plants specified in Clause 3 of this Article.
2. Power plants with installed capacity of up to 30MW connected to the network with voltage from 110kV or more (unless otherwise as specified at Points a, c, d, dd, e, Clause 3 of this Article) and power plants using renewable energy other than hydropower with installed capacity of more than 30 MW may choose to participate in the electricity market or not. In case of participating in the electricity market, the power plants shall:
a) Prepare infrastructure as prescribed in Clause 4 of this Article;
b) Complete and submit the registration dossier for participation in the electricity market as prescribed in Clause 1, Article 7 of this Circular;
c) Comply with requirements for generating units participating in the electricity market as prescribed in this Circular, and other relevant legal documents.
3. Power plants indirectly participating in the electricity market include:
a) BOT power plants;
b) Power plants using renewable energy other than hydropower (unless otherwise specified in Clause 2 of this Article);
c) Gas turbine power plants bound by maximum use of gas fuel sources to ensure national interests;
d) Power plants in industrial parks selling only a portion of their power output quantity to the national power system;
dd) Multi-purpose strategic hydropower plants;
e) Imported power sources.
4. Before November 1 of year N-1, the power system and market operating unit shall make a list of directly and indirectly generating units and electricity buyers in the electricity market in year N, and send a report on the list to the Electricity Regulatory Authorities to announce to participants in the electricity market.
5. A generating unit that owns a power plant participating in the electricity market shall invest in and perfect the equipment system for connection to the electricity market information system (including: dispatch order management system, electricity market settlement support system, internal electricity market information network system), SCADA/EMS, power metering and digital signature system meeting the operational requirements of the electricity market, and other systems as required.
Article 5. Responsibility of electricity wholesale buyers to participate in the electricity market
1. Electricity wholesale buyers shall register for participation in the electricity market in cases where they buy electricity at metering points of the electricity wholesale market as prescribed in Article 70 of this Circular.
2. An electricity wholesale buyer shall invest in and perfect the equipment system for connection to the electricity market information system, the power metering system, the telemetry data collection system at boundary metering points within its scope of management, the digital signatures meeting the operational requirements of the electricity market, and other systems as required.
Article 6. Deadlines for participating in the electricity market
1. Generating units participating in the competitive electricity generation market and electricity wholesale buyers participating in the pilot electricity wholesale market shall continue to participate in the electricity wholesale market from the day when the competitive wholesale electricity market officially comes into operation.
2. For other cases
a) A generating unit that owns power plants shall participate in the electricity market from:
- The first day of month M if the commercial operation of its power plants is recognized before 20th day of month M-1;
- The first day of month M+1 if the commercial operation of its power plants is recognized in between the 20th day and the last day of month M-1.
b) Electricity wholesale buyer shall participate in the electricity market from the date of delivery, receipt, and purchase of electricity from the transmission network.
Article 7. Registration dossier for participation in the electricity market
1. For generating units
a) In 07 working days prior to the deadline for participating in the electricity market as prescribed in Article 6 of this Circular, a generating unit shall complete and submit 01 market participation registration dossier for each of its power plants to the power system and market operating unit via the electricity market website;
b) A registration dossier for electricity market participation by a generating unit shall comprise:
- A registration form for participation in the electricity market, clearly stating the name and address of the generating unit, its power plant, the subject of the quotation on the electricity market and the expected date for providing quotations on the electricity market;
- A copy of its electricity trading license in the field of electricity generation;
- Records of acceptance and putting into operation of the systems as prescribed in Clause 5, Article 4 of this Circular;
- A copy of the power purchase agreement and the written recognition of the commercial operation date of its power plant;
- A copy of the agreement on the unit representing a group of cascade hydropower plants to make quotations (in cases where the generating unit is the representative of a group of cascade hydropower plants).
2. For electricity wholesale buyers
a) In 07 working days prior to the deadline for participating in the electricity market as prescribed at Point b, Clause 2, Article 6 of this Circular, an electricity wholesale buyer shall complete and submit 01 market participation registration dossier for each of its power plants to the power system and market operating unit via the electricity market website;
b) A registration dossier for electricity market participation by an electricity wholesale buyer shall comprise:
- A registration form for participation in the electricity market, clearly stating the name and address of the electricity buyer and the expected date for participating in the electricity market;
- A copy of its electricity trading license;
- A document on the list of metering points and the method of power delivery at its boundary metering points;
- Records of acceptance and putting into operation of the telemetry data collection system at the boundary metering points under its scope of management, the internal electricity market information network system, and the digital signatures.
Article 8. Appraisal of registration dossiers for participation in the electricity market
1. Within 02 working days since a registration dossier is received, the power system and market operating unit shall check the completeness of the registration dossier and request the registrant to supplement and complete the dossier if it does not meet the provisions of Article 7 of this Circular.
2. Within 03 working days since a valid registration dossier is received, the power system and market operating unit shall check the dossier and assess the ability to officially participate in the electricity market of the registrant.
3. In cases where the registrant fully satisfies the conditions for participation in the electricity market, the power system and market operating unit shall notify the registrant and publish on the information the electricity market website within at least 24 hours prior to the time such registrant officially participates in the electricity market.
Article 9. Information about participants in the electricity market
1. Market participants shall register their general information to the power system and market operating unit.
2. The power system and market operating unit shall formulate and publish detailed requirements for market participation information applicable to each type of electricity market participants.
3. Registration of meters and connection points
a) The power system and market operating unit shall establish and maintain registration information for meters and connection points within its scope of trading on the electricity market;
b) For each meter, the registration information shall clearly State the unit responsible for managing and operating such meter and the unit responsible for collecting metering data from such meter;
c) The power system and market operating unit shall coordinate with relevant market participants in confirming connection points and meters at the connection points of each market participant;
d) In case of any change in the ownership of or responsibility for the connection point, the relevant electricity market participants shall notify the power system and market operating unit.
4. The power system and market operating unit shall store and update registration information of all electricity market participants.
5. In case of any change to the registration information, the electricity market participants shall notify the power system and market operating unit about such changes.
6. The power system and market operating unit shall update and disclose market participation information of market participants, including changes; fully store historical information and data.
7. The power system and market operating unit shall report to the Electricity Regulatory Authority of Vietnam upon registration of participation in the electricity market or in case of any change related to the electricity market participants, including: the registration status and appraisal results of registration dossiers of new market participant, changes in registration information or the termination of participation in the electricity market of the electricity market participants.
Article 10. Termination of participation in the electricity market
1. Cases of termination of participation in the electricity market
a) A power plant shall terminate its participation in the electricity market in the following cases:
- At the request of the generating unit that owns the power plant in the following cases:
+ The power plant completely stopped running;
+ The power plant fails to maintain and is unable to restore installed capacity of more than 30 MW within 01 year.
- The power plant's electricity trading license in the field of electricity generation is revoked or expired.
b) An electricity wholesale buyer does not continue to buy electricity at the points of delivery within the scope of the electricity market or the electricity trading license in the fields of electricity wholesale and retail is revoked or expired.
2. In cases where its electricity trading license is revoked, the time of termination of participation in the electricity market for a generating unit or electricity wholesale buyer shall start when the electricity trading license is revoked under the decision of the competent agency. In other cases, in at least 30 days prior to the time when they wish to terminate their participation in the electricity market, the electricity market participants shall send written requests for termination of participation in the electricity market to the power system and market operating unit.
3. Within 10 days since the written request for termination of participation in the electricity market of a participant is received, the power system and market operating unit shall consider and decide the termination and notify the Electricity Regulatory Authority of Vietnam to supervise the implementation of the decision.
4. The power system and market operating unit shall keep records and announce on the electricity market website the termination of participation in the electricity market of the market participants.
Article 11. Handling cases of no registration for participation in the electricity market
1. For a power plant that has been granted an electricity trading license and must participate in the electricity market as prescribed in Article 4 of this Circular, but the generating unit that owns such power plant has not completed the registration procedures for participation in the electricity market for it, the power system and market operating unit shall not mobilize such power plant to generate electricity on the national network, except for the following cases:
a) An imbalance of supply and demand occurs in the power system;
b) The requirements on downstream water demand as prescribed by the inter-reservoir operation procedures, single-reservoir operation procedures are satisfied, or at the request of a competent State agency (for hydropower plants);
c) Spill prevention (for hydropower plants).
2. For the cases mobilized by the power system and market operating unit in accordance with the provisions of Clause 1 of this Article, the generating units that own the power plants shall be paid under the power purchase agreements.
Chapter III
OPERATIONAL PRINCIPLES OF THE ELECTRICITY MARKET
Article 12. Trading date, trading period, dispatch period
1. A trading day starts from 00:00 to 24:00 of a calendar day.
2. A trading period is 60 minutes from the start of each hour of the trading day. When the infrastructure conditions are met, the Electricity Regulatory Authority considers reducing the trading period to 30 minutes.
3. Dispatch period is 60 minutes from the start of each hour of a trading day. When the infrastructure conditions are met, the Electricity Regulatory Authority considers reducing the dispatch period to 30 minutes in sync with reducing the trading period as prescribed in Clause 2 of this Article.
Article 13. Power purchase trading node
1. Power purchase trading nodes of each electricity market participant include:
a) For generating units, their trading nodes are the power plants’ points of delivery with the national power system;
b) For electricity wholesale buyers, their trading nodes are:
- Points of delivery between the power transmission network and the power distribution network of the electricity buyer;
- Points of delivery (if any) between power plants participating in the electricity market and the electricity distribution network of the electricity buyer;
- Points of delivery on the distribution network with other electricity buyers participating in the electricity market.
2. Generating units and electricity buyers must register with the power system and market operating unit of their trading nodes while registering for participation in the electricity market. In case of any change in existing trading nodes, or when new trading nodes are added, the generating unit or the electricity buyer shall notify the power system and market operating unit.
3. The power system and market operating unit shall coordinate with relevant units in establishing, managing and announcing a list of trading nodes corresponding to each electricity market participant.
4. The power system and market operating unit shall coordinate with relevant units in establishing and managing a list of meters for each trading node to determine the electricity output quantity traded on the market at that trading node in each trading period.
Article 14. Quotation limits
1. Quotations provided on the electricity market for the generating sets shall be limited from the price floor of quotation to the price ceiling of quotation.
2. For thermal power generating sets
a) The price ceiling of quotation for a thermal power generating set shall be determined annually, adjusted monthly and calculated based on the following factors:
- Heat dissipation rate of such generating set;
- Performance degradation coefficient in the operation time of such generating set;
- Fuel prices;
- Variable prices under the power purchase agreement.
b) The price floor of quotation of a thermal power generating set is 01 VND/kWh.
3. For hydropower generating sets
a) The price ceiling of quotation for a hydropower generating set is prescribed in Article 43 of this Circular;
b) The price floor of quotation of a hydropower generating set is VND 0/kWh.
Article 15. Market prices applicable to generating units
1. SMPs applicable to generating units shall:
a) Be calculated by the power system and market operating unit based on the method of non-conditional generation scheduling after the units come into operation;
b) Not exceed the price ceiling of the electricity market.
2. CANs applicable to generating units shall:
a) Be calculated by the power system and market operating unit during the elaboration of the year-ahead operation plan and not be changed in the applicable year;
b) Be calculated on the principle that the best newly-build power plants will fully recovers variable and fixed costs.
3. FMPs applicable to generating units shall be calculated by the sum of the following two components:
a) SMPs applicable to generating units;
b) CANs applicable to generating units.
Article 16. Determination of contractual output quantity
1. For power plants signing agreements with the Vietnam Electricity
a) The total annual contractual output quantity of a power plant shall be calculated by the power system and market operating unit based on the annual planned output quantity and the rate of output quantity settled at the contractual price as prescribed in Clause 4 of this Article. The annual planned output quantity shall be calculated by the power system and market operating unit during the elaboration of the year-ahead operation plan as prescribed in Article 17 of this Circular;
b) Total monthly contractual output quantity of a power plant shall be calculated by the power system and market operating unit during the elaboration of the year-ahead operation plan based on the allocation of annual contractual output quantity to each month as prescribed in Clause 2, Article 27 of this Circular;
c) Contractual output quantity for each trading period of a power plant be calculated by the power system and market operating unit during the elaboration of the month-ahead operation plan based on the allocation of monthly contractual output quantity to each trading period in a month as prescribed in Article 38 of this Circular.
2. For a power plant that signs an agreement with the Vietnam Electricity and is appointed to an electricity wholesale buyer, and a power plant that signs a agreement with an electricity wholesale buyer:
a) Total annual and monthly contractual output quantity of such power plant shall be calculated using the similar principles as specified in Clause 1 of this Article;
b) Contractual output quantity of each trading period shall be calculated by the power system and market operating unit in the month-ahead operation plan based on the allocation of monthly contractual output quantity to each trading period in a month in accordance with the forecasted load ratio of each trading period of the electricity buyer.
3. For new power plants to negotiate agreements with electricity wholesale buyers, when the prerequisites are met, the Electricity Regulatory Authority of Vietnam shall consider and propose the Ministry of Industry and Trade to allow the generating units and electricity buyers by themselves to negotiate and agree on the contractual output quantity.
4. The Electricity Regulatory Authority shall annually calculate and announce the rate of output quantity settled at the contractual prices for each type of technology following the below principles:
a) Ensuring harmonization of objectives:
- Encouraging effective competition in the electricity market;
- Stabilizing revenues of generating units;
- Stabilizing the average electricity generation price in accordance with the regulations on setting up the electricity retail tariff.
b) The rate of output quantity settled at the contractual prices provided for power plants by type of technology (hydropower, thermal power) shall not be higher than 95% and not lower than 60%.
Chapter IV
ELECTRICITY MARKET OPERATION PLANS
Section 1. YEAR-AHEAD OPERATION PLAN
Article 17. Year-ahead operation plan
1. The power system and market operating unit shall formulate the year-ahead electricity market operation plan, covering the following contents:
a) Selecting the best newly-built power plant;
b) Calculating the CANs;
c) Calculating the water value and optimal water level of hydropower reservoirs;
d) Calculating the quotation limits for thermal power generating sets;
dd) Determining options of price ceiling of the electricity market;
e) Calculating planned output quantity, annual contractual output quantity and allocating annual contractual output quantity to each month in the year for directly trading generating units.
2. The power system and market operating unit shall use the electricity market simulation model to calculate the contents specified in Clause 1 of this Article. Input parameters used in the electricity market simulation of thermal power generating sets are variable costs of such generating sets determined in Clause 3 of this Article, hydrological characteristics, and technical properties of hydropower plants, and constraints of secondary frequency control services.
3. The variable cost of a thermal power generating set shall be calculated as follows:
a) In cases where the heat dissipation rate can be determined under the power purchase agreement, the variable cost of the generating set shall be calculated as follows:
Where:
VCb: The variable cost of the generating set (VND/kWh);
: Variable cost components adjusted by the main fuel (coal, gas) cost fluctuations of the power plant (VND/kWh);
: Variable cost components adjusted by the secondary fuel (oil) cost fluctuations of the power plant (VND/kWh);
: Variable cost components adjusted by other fluctuations of the power plant (VND/kWh).
- Variable cost components adjusted by the main fuel cost fluctuations of the power plant shall be calculated by the following formula:
Where:
: The variable cost components adjusted by the main fuel cost fluctuations of the power plant (VND/kWh);
: Average heat dissipation rate of the main fuel of the generating set specified in the power purchase agreement (kg/kWh or BTU/kWh or kcal/kWh).
: Main fuel price, including transportation cost of the main fuel (VND/kCal; VND/BTU or VND/kg).
- Variable cost components adjusted by the secondary fuel cost fluctuations of the power plant shall be calculated by the following formula:
Where:
: The variable cost components adjusted by the secondary fuel cost fluctuations of the power plant (VND/kWh);
: Average heat dissipation rate of secondary fuel as agreed in a power purchase agreement on the basis of equipment manufacturer's specifications (kg/kWh);
: Secondary fuel price, including both transportation cost and other costs as prescribed (VND/kg).
- The average heat dissipation rate of (main or secondary) fuel shall be provided by the electricity buyers and adjusted by the performance degradation coefficient. In cases where the contractual heat dissipation rate is the lifetime average heat dissipation rate of the project, it will not be adjusted by the performance degradation coefficient. In cases where the power purchase agreement only specifies the dissipation characteristic curve at the load levels, the heat dissipation rate of the set shall be calculated at the load level corresponding to the multi-year average power output quantity generated by the power plant as specified in the power purchase agreement.
In cases where the thermal power generating set has no heat dissipation rate specified in the power purchase agreement, it shall be determined by the heat dissipation rate of the standard power plant in the same generation technology and installed capacity category produced by the same manufacturer. The power system and market operating unit shall calculate the fuel consumption rate or heat dissipation rate of the standard power plant;
- The performance degradation coefficient of the thermal power generating set shall be determined by the performance degradation coefficient specified in the power purchase agreement provided by the electricity buyer.
In cases where there is no data of the performance degradation coefficient given in the power purchase agreement, the performance degradation coefficient of the standard power plant in the same category with such power plant power calculated by the power system and market operating unit shall be applicable.
- Other variable cost components of the power plant (VND/kWh) shall be calculated in accordance with the provisions of the power purchase agreement.
b) In cases where there is no heat dissipation rate specified in the signed power purchase agreement, the variable cost of the generating set shall be equal to the annual variable price in year N (including the transportation cost of main fuel) in the power purchase agreement with update of factors affecting the variable price of year N. For a power plant that does not signed a power purchase agreement, the annual variable price shall be calculated like the power plant that has signed a power purchase agreement using the same power generation technology and having equivalent installed capacity;
c) Components of prices and costs used in calculating variable price or variable cost in year N shall determine in an order of priority as follows:
- Fuel price applicable to year N announced or guided by a competent agency;
- Fuel price applicable to year N in the fuel purchase agreement;
- Fuel price based on the electricity bill payment records of the last 03 months prior to the planning time of year N with regard to factors affecting fuel price of year N. In cases where at the planning time of year N, there is no electricity bill payment record with the full fuel price of the latest month (the payment record does not include the full fuel price under the fuel purchase agreement), the monthly average fuel price calculated on the basis of invoices under the fuel purchase agreement can be used.
4. The power system and market operating unit shall submit the year-ahead electricity market operation plan (including calculation results, input figures and calculation notes) to the Vietnam Electricity for appraisal and propose the Electricity Regulatory Authority for approval of the plan before November 15 each year.
5. In cases where the price of coal and gas for power generation fluctuates significantly compared to that of the time when the year-ahead operation plan is approved, the power system and market operating unit shall update the data and recalculates the operation plans for the remaining months of the year and submit them to the Vietnam Electricity for appraisal and send a report to the Electricity Regulatory Authority.
Article 18. Classification of hydropower plants
1. Hydropower plants in the electricity market are specifically classified as follows:
a) Multi-purpose strategic hydropower plants;
b) Group of cascade hydropower plants;
c) Hydropower plants with water-controlling reservoirs storing water for more than 01 week;
d) Hydropower plants with water-controlling reservoirs storing water in between 02 weeks and 01 week;
dd) Hydropower plants with water-controlling reservoirs storing water for less than 02 days;
e) For hydropower plants with water-controlling reservoirs storing water for more than 01 week, if the electricity output quantity specified in the year-ahead on power supply and system operation plan issued annually by the Ministry of Industry and Trade is lower than 65% of the multi-year average electricity output quantity, the power plant's participation in the electricity market in that year shall be the same as for hydropower plants with water-controlling reservoirs storing water for less than 02 days as prescribed in this Circular.
For a hydropower plant using water from irrigation reservoirs for power generation with special requirements from a competent State agency, the Electricity Regulatory Authority shall send a report to the Ministry of Industry and Trade for consideration and decision of the form of participation in the electricity market of such power plant in that year.
2. Annually, the power system and market operating unit shall classify and update the list of hydropower plants specified in Clause 1 of this Article.
Article 19. Load forecasting for year-ahead operation planning
1. The power system and market operating unit shall forecast the load for elaborating the year-ahead operation plan by the methods specified in the the Regulation on electricity transmission system as prescribed by the Ministry of Industry and Trade. The load forecasting data for elaborating the year-ahead operation plan includes:
a) Total load demand of the national power system and for North, Central and South in the whole year and each month of the year;
b) Load charts of typical days of the North, Central, South and the entire national power system in months of the year;
c) Maximum and minimum load capacity of the national power system in each month.
2. The electricity wholesale buyer shall forecast the year-ahead load and send it to the power system and market operating unit in accordance with the Regulation on electricity transmission system as prescribed by the Ministry of Industry and Trade.
Article 20. Auxiliary services for year-ahead operation plan
1. Types of auxiliary services provided to operate the power system in the power market, including:
a) Frequency control;
b) Rotation reserve;
c) Quick start reserve;
d) Voltage regulation;
dd) Black start;
e) Must-run generating sets to ensure power system security.
2. The power system and market operating unit shall determine the demands for auxiliary services in accordance with the Regulation on electricity transmission system as prescribed by the Ministry of Industry and Trade.
Article 21. Classification of year-ahead baseload, peaking and intermediate load generating sets
1. The power system and market operating unit shall classify the year-ahead baseload, peaking and intermediate load generating sets in accordance with the provisions of this Circular.
2. The power system and market operating unit shall use the market simulation model to determine the annual average load factor of the generating sets.
3. Based on the annual average load factor from the simulation results, the sets shall be classified into the following three groups:
a) Group of baseload generating sets includes generating sets with annual average load factor of 60% or more;
b) Group of intermediate load generating sets includes generating sets with average annual load factor of more than 25% and less than 60%;
c) Group of peaking generating sets includes generating sets with annual average load factor of 25% or less.
Article 22. Determination of price ceiling of quotation for thermal power generating sets
1. In cases where the heat dissipation rate can be determined
a) The price ceiling of quotation of a thermal power generating set shall be calculated by the following formula:
Where:
Ptr: The price ceiling of quotation of a thermal power generating set (VND/kWh);
KDC: The price ceiling adjustment coefficient based on the classification of thermal power generating sets. For baseload generating sets KDC = 0%; intermediate load generating sets KDC = 5%; peaking generating sets KDC = 20%;
PNLC: Main fuel price (including the transportation cost of the main fuel) of the thermal power generating set (VND/kCal; VND/BTU or VND/kg);
PNLP: Secondary fuel price of the thermal power generating set (VND/kCal; VND/BTU or VND/kg);
: Variable price adjusted by other fluctuations determined under the power purchase agreement (VND/kWh);
HRC: The heat dissipation rate of the main fuel at the average load of the thermal power generating set (BTU/kWh; kCal/kWh or kg/kWh);
HRP: The heat dissipation rate of the secondary fuel at the average load of the thermal power generating set (BTU/kWh; kCal/kWh or kg/kWh);
When calculating the price ceiling of quotation of a thermal power generating set, priority shall be given to the use of the heat dissipation rate measured in accordance with the results of the generating set's test-run conducted by a legally licensed experimental unit and agreed upon by related parties. In cases where no measured heat dissipation rate data are available, the heat dissipation rate specified in the power purchase agreement shall be used.
b) For thermal power plants using imported coal, the coal price (including the transportation cost of coal) in year N is the coal price determined under the power plant's fuel purchase agreement in year N. In cases where there was no coal purchase agreement in year N at the planning time of the year, the coal price in year N shall be determined as the coal price in the electricity bill payment record of the latest month prior to the planning time of year N. In cases where at the planning time of year N, there is no electricity bill payment record with the full fuel price of the latest month (the payment record does not include the full fuel price under the fuel purchase agreement), the monthly average fuel price calculated on the basis of invoices at the loading port under the fuel purchase agreement can be used.
c) The parameters of fuel price of the thermal power generating set shall be determined in accordance with the provisions in Clause 3, Article 17 of this Circular;
d) The main fuel price shall be provided by the electricity buyer to the power system and market operating unit before September 1 of year N-1.
2. In cases where there is no heat dissipation rate data given in the power purchase agreement or there is no appropriate standard power plant of the same category:
a) The price ceiling of quotation of a thermal power generating set shall be calculated by the following formula:
Where:
Ptr: The price ceiling of quotation of a thermal power generating set (VND/kWh);
KDC: The price ceiling adjustment coefficient based on the classification of thermal power generating sets. For baseload generating sets KDC = 0%; intermediate load generating sets KDC = 5%; peaking generating sets KDC = 20%;
: Variable price (including transportation cost of the main fuel) for year N under the power plant's contract of difference (CfD) (VND/kWh).
b) Variable price (including transportation cost of the main fuel) used to calculate the price ceiling of quotation is the expected variable price for year N provided by the electricity buyer to the power system and market operating unit.
3. The power system and market operating unit shall publish the input data and the results of calculation of the price ceiling of quotation for the thermal power generating sets.
Article 23. Determination of price ceiling of the electricity market applicable to generating units
1. The power system and market operating unit shall calculate the electricity market price ceiling options, with at least 03 options.
2. The electricity market ceiling price for year N shall be calculated following the below principles:
a) Not lower than variable cost of baseload and intermediate load thermal power generating sets that directly provide quotations on the electricity market;
b) Not higher than 115% of the highest price ceiling amongst quotations that the baseload and intermediate load thermal power generating sets are directly providing in the electricity market.
Article 24. Selection of the best newly-built power plant
1. The best newly-built power plant for year N is a power plant participating in the electricity market that satisfies the following criteria:
a) Generating power at full capacity in year N-1, except for the cases specified in Clause 3 of this Article;
b) Being a baseload power plant as classified in accordance with the criteria in Clause 3, Article 21 of this Circular;
c) Using coal-fired thermal technology or combined-cycle gas turbines;
d) Having the lowest average total power generation cost for 01 kWh.
2. The electricity buyer shall make a list of power plants meeting the criteria specified at Points a and c, Clause 1 of this Article and provide figures of power purchase agreements of these power plants, or the figures agreed upon with the generating unit, to the power system and market operating unit for determination as the best newly-built power plants. The figures to be provided include:
a) Variable price for year N;
b) Fixed price in year N as agreed in the power purchase agreement applicable to payment in year N;
c) Electricity output quantity agreed upon in order to calculate the contractual price.
3. In cases where there are less than 03 power plants meeting the criteria specified at Points a, b and c, Clause 1 of this Article, the power system and market operating unit shall supplement the list with the newly-built power plants which has been selected in year N-1 to ensure the number of plants not less than 03, and request the electricity buyers to update and re-provide the data specified in Clause 2 of this Article in order to calculate and select the best newly-built power plant for year N.
4. The power system and market operating unit shall calculate the average total electricity generation price for a power plant meeting the criteria specified at Points a, b and c, Clause 1 of this Article by the following formula:
PTPTB: The average total electricity generation price of the power plant in year N (VND/kWh);
: Fixed price for year N under the power plant's contract of difference (CfD) (VND/kWh).
: Variable price for year N under the power plant's contract of difference (CfD) (VND/kWh).
: Power output quantity agreed upon in order to calculate the contractual price for year N of the power plant (kWh);
: Expected power output quantity in year N of the power plant calculated by the market simulation model using the method of conditional generation scheduling (kWh).
5. List of the best newly-built power plants shall be sorted from low to high average total generation price. The best newly-built power plant selected for year N is the power plant with the lowest average total power generation price calculated in accordance with the provisions of Clause 4 of this Article.
Article 25. Principles for calculating the CAN
1. Ensuring that the best newly-built power plant fully recovers its generation costs when participating in the electricity market.
2. The CAN must be proportional to the forecasted load of the national power system in a trading period.
Article 26. Order of CAN calculation
The power system and market operating unit shall calculate the CAN in the following order:
1. Calculating the best newly-built power plant's annual shortage cost
a) Calculating the best newly-built power plant's expected revenue at the SMP in year N by the following formula:
Where:
RTTĐ: The best newly-built power plant's expected revenue at the SMP in year N (VND);
i: Trading period i in year N;
I: Total trading periods in year N;
SMPi: Expected SMP of trading period i in year N calculated by the electricity market simulation model using the method of non-conditional generation scheduling (VND/kWh);
: Expected output quantity at the best newly-built power plant’s metering point in trading period i of year N calculated by the electricity market simulation model using the method of conditional generation scheduling (kWh).
b) Calculating the total annual electricity generation cost of the best newly-built power plant by the following formula:
Where:
TCBNE: The total annual electricity generation cost of the best newly-built power plant in year N (VND);
PBNE: Average total electricity generation price per 1 kWh of the best newly-built power plant calculated in accordance with the provisions of Clause 4, Article 24 of this Circular (VND/kWh);
: Expected output quantity at the best newly-built power plant’s metering point in trading period i of year N calculated by the electricity market simulation model using the method of conditional generation scheduling (kWh).
i: Trading period i in year N;
I: Total trading periods in year N.
c) The best newly-built power plant's annual shortage cost shall be calculated by the following formula:
AS = TCBNE - RTTD
Where:
AS: The best newly-built power plant's annual shortage cost in year N (VND);
TCBNE: The total annual electricity generation cost of the best newly-built power plant in year N calculated in accordance with Point b of this Article (VND);
RTTD: The best newly-built power plant's expected revenue at the SMP in year N calculated in accordance with Point a of this Article (VND).
d) In case the calculation results of the annual shortage cost is lower the lowest option of price ceiling of the electricity market, the power system and market operating unit shall propose the Electricity Regulatory Authority to select the next best newly-built power plant in the list of new power plants as specified in Article 24 of this Circular and recalculate or review the list of power plants participating in the electricity market to determine the appropriate price ceiling of the electricity market.
2. Calculating the monthly shortage cost
The best newly-built power plant's monthly shortage cost shall be determined by dividing the annual shortage cost with the months of year N using the following formula:
Where:
M: Month M of year N;
MS: The best newly-built power plant's monthly shortage cost in month t (VND);
AS: The best newly-built power plant's annual shortage cost in year N (VND);
: Peak load capacity in month M (MW).
3. Calculating the CAN for each trading period
a) Calculating the annual average available capacity of the best newly-built power plant by the following formula:
Where:
: The annual average available capacity of the best newly-built power plant in year N (kW);
I: Total trading periods in year N;
i: The trading period in which the best newly-built power plant is expected to be mobilized;
: Expected mobilized capacity of the best newly-built power plant in trading period i of year N calculated with the electricity market simulation model by method conditional generation scheduling which is converted at metering points (kW).
b) Calculating the CAN for each trading period in the year ahead by the following formula:
Where:
I: Total trading periods in month M;
i: Trading period i in month M;
CANi: the CAN of trading period i (VND/kWh);
: The annual average available capacity of the best newly-built power plant in year N (kW);
MSM: The best newly-built power plant's monthly shortage cost in month M (VND);
: The forecasted system load of trading period i based on the forecasted load chart of a typical day in month M (MW);
∆T: Duration of 01 trading period (minute).
Article 27. Calculating the annual and monthly contractual output quantity for a power plant that signs a power purchase agreement with the Vietnam Electricity
1. Calculating the annually contractual output quantity
Aggregate annually contractual output quantity of a power plant shall be calculated following the below steps:
a) Formulating the year-ahead operation plan of the power system using the method of conditional generation scheduling. Input parameters used to formulate the year-ahead operation plan of the power system are variable prices of thermal power generating plants, hydrological characteristics and technical specifications of the power plants;
b) Aggregate planned annual output quantity of the power plant shall be calculated by the following formula:
AGO = EGO |
if |
a x GO ≤ EGO ≤ b x GO |
AGO = a x GO |
if |
EGO < a x GO |
AGO = b x GO |
if |
EGO > b x GO |
Where:
AGO: Aggregate planned annual output quantity of the power plant in year N (kWh);
EGO: Expected output quantity of the power plant in year N calculated in accordance with the year-ahead operation plan of the power system which is converted at metering points (kWh);
GO: Average multi-year generation output quantity of the power plant specified in the power purchase agreement (kWh);
a, b: Variable coefficient of annual generation output announced by the Ministry of Industry and Trade.
c) Calculating the total annual contractual output quantity of the power plant by the following formula:
Qc = α x AGO
Where:
Qc: Total annual contractual output quantity of year N (kWh);
AGO: Planned annual output quantity of the power plant in year N (kWh);
α: Rate of output quantity settled at the contractual prices (%) in accordance with the provisions of Clause 4, Article 16 of this Circular.
2. Calculating monthly contractual output quantity
Monthly contractual output quantity of thermal power plants and hydropower plants with water-controlling reservoirs storing water for more than 01 week shall be calculated during the formulation of the year-ahead operation plan as follows:
a) Using the market simulation model specified in Clause 2, Article 17 of this Circular with the method of conditional generation scheduling to calculate the power plant's monthly expected output quantity;
b) Calculating the monthly contractual output quantity by the following formula:
Where:
: Monthly contractual output quantity of the power plant in month M (kWh);
Qc: Total annual contractual output quantity of the power plant (kWh);
: Expected output quantity in month M of the power plant in accordance with the year-ahead operation plan approved by the Ministry of Industry and Trade (kWh).
Article 28. Calculating the annual and monthly contractual output quantity for a power plant that sign a power purchase agreement with an electricity buyer, or a power plant that signs a power purchase agreement with the Vietnam Electricity and is appointed to an electricity wholesale buyer
1. Annual and monthly contractual output quantity of such power plant shall be calculated using the methods specified in Clauses 1 and 2, Article 27 of this Circular.
2. Expected monthly contractual output quantity of a power plant that sign a power purchase agreement with an electricity buyer, or a power plant that signs a power purchase agreement with the Vietnam Electricity and is appointed to an electricity wholesale buyer, shall be allocated to such electricity wholesale buyer in the proportion with the latter’s forecasted load calculated by the following formula:
Where:
: Expected contractual output quantity in month M of the power plant to the electricity wholesale buyer I (kWh);
: Total contractual output quantity in month M of the power plant (kWh);
: Expected upstream-delivered power output quantity in month M of the electricity wholesale buyer I (kWh);
L: Total number of electricity wholesale buyers.
3. Before November 10 every year, the electricity wholesale buyer shall update and provide its year-ahead forecasted load data to the power system and market operating unit to calculate and allocate the contractual output quantity to the electricity wholesale buyer.
Article 29. Responsibility for calculating and signing annual and monthly contractual output quantity
1. A power system and market operating unit shall:
a) Calculate the annual and monthly contractual output quantity of the power plant in accordance with the provisions of Articles 27 and 28 of this Circular;
b) Publish on the electricity market website the input data for the calculation and the results of calculating annual and monthly contractual output quantity for electricity buyers and directly trading generating units for examination before November 15 every year.
2. For power plants that sign power purchase agreements with the Vietnam Electricity, the generating units that own the power plants and the electricity buyers shall:
a) Inspect and coordinate with the power system and market operating unit to handle deviations in calculation results of annual and monthly contractual out quantity before November 25 every year;
b) Confirm in writing the annual and monthly contractual output quantity of the power plants agreed upon by the generating units and the Vietnam Electricity.
3. For a power plant that signs a power purchase agreement with an electricity buyer
a) Inspect and coordinate with the power system and market operating unit to handle deviations in calculation results of annual and monthly contractual out quantity before November 25 every year;
b) The generating unit and the electricity buyer shall confirm in writing the total annual and monthly contractual output quantity of the power plant.
The total monthly contractual output quantity of the power plant confirmed amongst the parties shall be allocated to the electricity wholesale buyer in accordance with Article 40 of this Circular.
Article 30. Announcement of the year-ahead operation plan of the electricity market
1. After the year-ahead operation plan of the electricity market is approved in accordance with the provisions of Article 17 of this Circular, the power system and market operating unit shall announce on the electricity market website the inputs and results of formulating the year-ahead operation plan of the electricity market to electricity market participants.
2. Information on the year-ahead operation plan of the electricity market to be announced includes:
a) Results of calculation in the year-ahead operation plan, including:
- Expected SMP for each trading period applicable to generating units and electricity buyers;
- Results of best newly-built power plant selection;
- CAN for each trading period;
- Price ceiling of the market electricity;
- Classification of thermal power generating sets;
- Annual contractual output quantity and contractual output quantity allocated to each month of the power plants;
- The rate of electricity purchased at the spot electricity market price in each month of the year ahead applicable to electricity wholesale buyer purchasing electricity from appointed power plants, which is calculated in accordance with Clause 2, Article 91 of this Circular.
b) Input parameters for the calculation of the annual market operation plan, including:
- Forecasted load of each region, including the North, Central, and South, and for the entire national power system in each trading period;
- Hydrological data of hydropower reservoirs used in electricity market simulation;
- Progress of putting newly-built power plants into operation;
- Technical specifications of transmission network;
- Planned electricity import and export chart;
- Annual maintenance and repairing schedule of power plants, large transmission networks and gas supplies;
- Forecasted load of electricity wholesale buyers in each trading period.
3. Information on the year-ahead operation plan of the electricity market to be announced only to the directly trading generating units that owns the power plants directly related to such information, including:
a) Expected generation output quantity in the power plant's electricity market simulation for each trading period;
b) Water value of the hydropower plants;
c) Variable price data of the thermal power plants used in the simulation.
Section 2. MONTH-AHEAD OPERATION PLAN
Article 31. Load forecasting for month-ahead operation planning
1. The power system and market operating unit shall forecast the load for elaborating the month-ahead operation plan by the methods specified in the Regulation on electricity transmission system as prescribed by the Ministry of Industry and Trade. The load forecasting data for elaborating the year-ahead operation plan include:
a) Total load demand of the national power system and for North, Central and South in the whole month and each week of the month;
b) Load charts of typical days of the North, Central, South and the entire national power system in weeks of the month;
2. Before the 20th of each month, the electricity wholesale buyer shall forecast the load for each trading period of the month ahead and send a report to the power system and market operating unit in order to formulate the month-ahead operation plan.
Article 32. Calculation of water value
The power system and market operating unit shall calculate the water value for the weeks in the month ahead. The results of calculating the water value used to elaborate the month-ahead operating plan include:
1. Expected output quantity of multi-purpose strategic hydropower plants.
2. Water value of hydropower plants in a group of cascade hydropower plants.
3. Water value of hydropower plants with water-controlling reservoirs storing water for more than 01 week.
4. Optimal water level of each week in a month for hydropower plants water-controlling reservoirs storing water for more than 01 week.
Article 33. Classification of month-ahead baseload, peaking and intermediate load generating sets
1. The power system and market operating unit shall classify the month-ahead baseload, peaking and intermediate load generating sets.
2. The power system and market operating unit shall use the market simulation model to determine the monthly average load factor of the generating sets in the month ahead.
3. Based on the monthly average load factor from the simulation results, the sets shall be classified into the following three groups:
a) Group of baseload generating sets includes generating sets with annual average load factor of 70% or more;
b) Group of intermediate load generating sets includes generating sets with average annual load factor of more than 25% and less than 70%;
c) Group of peaking generating sets includes generating sets with annual average load factor of 25% or less.
Article 34. Adjustment of price ceiling of quotation for thermal power generating sets
1. The power system and market operating unit shall calculate and adjust the price ceiling of quotation for thermal power generating sets in the month ahead by the methods specified in Article 22 of this Circular, including update of the factors affecting variable prices of month M determined by the method agreed in the power purchase agreement and based on the following:
a) Month-ahead fuel price (including the following components: Price of main fuel, secondary fuel, limestone, and transportation cost of the main fuel) which shall be determined in an order of priority as follows:
- Fuel price applicable in the month ahead announced or guided by a competent agency;
- Fuel price applicable in the month ahead in the fuel purchase agreement;
- Fuel price based on the electricity bill payment records of the most recent month prior to the planning time of the month ahead. In cases where at the planning time of the month ahead, there is no electricity bill payment record with the full fuel price of the most recent month (the payment record does not include the full fuel price under the fuel purchase agreement), the monthly average fuel price calculated on the basis of invoices under the fuel purchase agreement can be used.
- For thermal power plants using imported coal, the month-ahead fuel price is the fuel price based on the electricity bill payment records of the most recent month prior to the planning time of the month ahead. In cases where at the planning time of the month ahead, there is no electricity bill payment record with the full fuel price of the most recent month (the payment record does not include the full fuel price under the fuel purchase agreement), the monthly average fuel price calculated on the basis of invoices at the loading port under the fuel purchase agreement can be used.
b) Month-ahead variable price (including transportation cost of the main fuel) of thermal power plants. The electricity buyer shall update changes in variable prices of thermal power plants and provide such information to the power system and market operating unit;
c) Results of classification of thermal power generating sets for the month ahead as prescribed in Article 33 of this Circular.
2. The power system and market operating unit shall publish the inputs and results of calculating the month-ahead quotation price ceiling of the thermal power generating sets.
Article 35. Frequency control reserve service in month-ahead operation plan
1. The power system and market operating unit shall determine the demands for frequency control reserve service of the power system in the month ahead in accordance with the Regulation on electricity transmission system as prescribed by the Ministry of Industry and Trade.
2. The power system and market operating unit shall formulate and publicize the list of generating sets that are eligible to provide frequency control reserve service in accordance with the Regulation on electricity transmission system as prescribed by the Ministry of Industry and Trade.
Article 36. Calculating monthly contractual output quantity for power plants newly participating the electricity market in the middle of the operational year
1. Before 20th day of month M, the generating unit that plans to put its power plant into commercial operation in month M + 1 shall provide economic and technical information of the power plant to the power system and market operating unit to formulate the operation plans for the month ahead and the following months in the year N
2. The power system and market operating unit shall calculate the monthly contractual output quantity for the power plant (from the month when the power plant participates in the power market to the end of the month N) in the month-ahead operation plan of the electricity market.
3. Monthly contractual output quantity of such power plant shall be calculated by the following formula:
Where:
: Total contractual output quantity of the power plant in month M (kWh);
: Planned contractual output quantity of the power plant in month M t in the month-ahead operation plan of the electricity market (kWh);
α: Rate of output quantity settled at the contractual prices applicable to year N in accordance with the provisions of Clause 4, Article 16 of this Circular.
Article 37. Adjustment of monthly contractual output quantity of a power plant that signs a power purchase agreement with the Vietnam Electricity
1. Monthly contractual output quantity of a power plant shall be adjusted in cases where the power plant's maintenance and repairing schedule in month M is changed against the annual operation plan:
a) At the request of the power system and market operating unit to ensure electricity system security, which is not caused by the power plant;
b) At the request of a competent State agency and agreed upon by the power system and market operating unit based on the actual operational conditions of the system.
2. The power system and market operating unit shall adjust the monthly contractual output quantity in the cases specified in Clause 1 of this Article following the below principles:
a) Adjusting among the months the portions of monthly contractual output quantity corresponding to repairing periods in the schedule which has been changed, ensuring that the adjusted total annual contractual output quantity remains unchanged according to the instructions in the Procedures for calculating payments in the electricity market issued by the Electricity Regulatory Authority;
b) In cases where the plant has its maintenance and repairing schedule changed in the last month of the year, the contractual output quantity shall not be adjusted corresponding to the repairing period of this month in the following year.
3. Monthly contractual output quantity of a hydropower plant with a water-controlling reservoir storing water for more than 01 week shall be adjusted in cases where the actual hydrology of the hydropower plant differs greatly from the hydrological forecast used in the formulation of the operation plan following the below principles:
a) Adjusting in cases where the average water flow, generation output quantity of the power plant from January 1 of the month N to the 20th day of each month, and the expected upstream water level at the beginning of the month ahead are greatly different from the average water flow, accumulated contractual output and water level of the reservoirs at the beginning of the month which are calculated in the annual plan;
b) Only increasing the contractual output quantity of the hydropower plant in cases where the total monthly contractual output quantity of the power plants participating in the electricity market under the annual operation plan is lower than 95% of the total planned generation output quantity (converted at points of delivery) of the power plant under the monthly operation plan.
4. The generating unit and the electricity buyer shall coordinate with the power system and market operating unit in conforming, and propose the Electricity Regulatory Authority to consider and adjust, the output quantity, in the following month for the cases specified in Clause 3 of this Article.
5. In cases where the available monthly output quantity of the power plant in month M + 1 does not guarantee the monthly contractual output quantity, the latter shall be adjusted to equal the available output of that month while the deficient output quantity shall be allocated to each of the last months in the year N based on the ratio of monthly contractual output quantity approved by the Electricity Regulatory Authority of Vietnam and not exceed the available output quantity.
Article 38. Determination of contractual output quantity for each trading period of a power plant that signs a power purchase agreement with the Vietnam Electricity
The power system and market operating unit shall determine the contractual output quantity of each trading period for a power plant that directly signs a agreement with the Vietnam Electricity in the month ahead following the below steps:
1. Using a market simulation model to determine the power plant's expected output quantity of each trading period in a month by the method of conditional generation scheduling.
2. Calculating the contractual output quantity of each trading period by the following formula:
Where:
i: Trading period i of the month;
I: Total trading periods of the month;
: Contractual output quantity of the power plant in trading period i (kWh);
: Expected generation output quantity of the power plant in trading period i calculated with the market simulation model by the method of conditional generation scheduling (kWh);
: Monthly contractual output quantity of the power plant calculated in accordance with Articles 27, 36 and 37 of this Circular (kWh).
3. In cases where a power plant's contractual output quantity in trading period i is greater than the power plant's maximum generation output quantity, the contractual output quantity in that trading period shall be adjusted to equal the maximum generation output quantity of the power plant. The plant's maximum output in a trading period corresponds to the output quantity in one trading period based on the capacity announced in the month-ahead default quotation which is sent by the generating unit to the power system and market operating unit as prescribed in Article 51 of this Circular.
4. In cases where the contractual output quantity of a thermal power plant in a trading period is greater than 0 MWh and smaller than the output corresponding to the power plant's lowest stable generation capacity in the trading period, the contractual output quantity in that trading period shall be adjusted to equal the output quantity corresponding to the lowest stable generation capacity of such power plant. The lowest stable generation capacity of a power plant shall be based on the lowest stable generation capacity of 01 generating set of the power plant scheduled to be mobilized in the electricity market simulation model of that trading period.
In cases where the contractual output quantity of a hydropower plant is smaller than the output quantity corresponding to its lowest stable generation capacity, it may be adjusted to equal 0 MW or the output quantity corresponding to the lowest stable generation capacity.
5. The power system and market operating unit shall allocate the total output difference after the adjustment of contractual output quantity prescribed in Clauses 3 and 4 of this Article into other trading periods in the month on principle of keeping the monthly contractual output quantity unchanged.
6. The power system and market operating unit shall announce on the electricity market website the inputs and results of preliminary calculation of the contractual output quantity in the month to the electricity buyers and directly trading generating units in at least 05 days prior to the last day of month M. The electricity buyers and generating units shall coordinate with the power system and market operating unit to complete the inspection of deviations in the results of calculation of the contractual output quantity for each trading period in the month ahead in at least 03 days prior to the last day of month M. The power system and market operating unit shall send the results of calculation of the contractual output quantity for each official trading period in the month to the electricity buyers and directly trading generating units in at least 03 days prior to the last day of month M.
7. The electricity buyers and directly trading generating units shall sign and confirm the monthly contractual output quantity adjusted in accordance with Article 39 of this Circular and the contractual output quantity for each trading period as stated in the calculation results from the power system and market operating unit.
Article 39. Adjustment of the total contractual output quantity for each trading period of a power plant that signs a power purchase agreement with the Vietnam Electricity
1. The cases where the contractual output quantity of power plants shall be adjusted
a) In cases where a boiler of a multi-boiler coal-fired thermal power plant, or a generating unit of the power plant breaks down;
b) In cases where the boiler of a multi-boiler coal-fired thermal power plant or a generating unit of the power plant needs its repairing period prolonged against the approved plan and is included in the contractual output quantity for each trading period;
c) In cases where there is information on the lack of gas fuel sources as prescribed in Clause 7, Article 54 of this Circular.
2. In cases where there are enough grounds to confirm the cases specified at Point a, Clause 1 of this Article, the contractual output quantity for each trading period shall be adjusted following the below principles:
a) If the breakdown lasts in less than or equal to 72 hours: No adjustment to the contractual output quantity of such power plant;
b) If the breakdown lasts in more than 72 hours
- From the time when the breakdown occurs to the trading period at the end of the 72-hour period: Keep the contractual output quantity allocated to the power plant;
- From the first trading period after the end of the 72-hour period until the unit is repaired and becomes available:
+ In cases where the actual output quantity delivered at the plant's points of delivery is smaller than the plant’s contractual output quantity in this period: Adjust the contractual output quantity for each trading period to equal the actual output delivered at the points of delivery of the power plant;
+ In cases where the actual generation output generated quantity at the power plant's points of delivery is greater than or equal to the power plant's contractual output quantity in such period: No adjustment to the power plant contractual output quantity.
3. In cases where there are enough grounds to confirm the cases specified at Point b, Clause 1 of this Article, the contractual output quantity for each trading period shall be adjusted following the below principles:
In prolonged repairing period, if there is a trading period in which the actual output delivered at the power plant's points of delivery is less than the power plant's contractual output quantity, the contractual output quantity in such trading period shall be adjusted to equal the power plant's actual generation output quantity at the power plant's points of delivery.
4. In the cases specified at Point c, Clause 1 of this Article, the contractual output quantity of a gas turbine plant in the trading periods shall be adjusted to equal the actual generation output quantity at the power plant's points of delivery.
5. A directly trading generating unit shall coordinate with the power system and market operating unit in confirming the events specified in Clause 1 of this Article and send reports to its electricity buyers and directly trading generating units, serving as a basis for adjusting the contractual output quantity for each trading period of the power plant. In case of confirming a breakdown of a boiler of a multi-boiler coal-fired thermal power plant:
a) In cases where there is sufficient data from the distributed control system (DCS) or other equivalent control systems about the event: Confirm such event based on such data;
b) In cases where there is no data from the distributed control system (DCS) or other equivalent control systems: Use information and data from other data sources for each specific case as guided in the Procedures for calculating payments in the electricity market issued by the Electricity Regulatory Authority to confirm the event.
6. The electricity buyers and directly trading generating units shall sign the confirmation of the adjusted monthly contractual output quantity of the power plants as prescribed in Clauses 1, 2 and 3 of this Article.
Article 40. Determination of contractual output quantity for each trading period of power plants entering into power purchase agreements with power wholesale buyers or of power plants entering into agreements with the Vietnam Electricity for power purchase and distribution to power wholesale buyers
1. With regard to a power plant entering into a power purchase agreement with a power wholesale buyer:
a) Determination of contractual output quantity for each trading period of the power plant is specified as follows:
- Adjusting the power plant's monthly contractual output quantity in accordance with Article 37 of this Circular;
- Determining and adjusting the power plant's contractual output quantity for each trading period in accordance with Articles 38 and 39 of this Circular.
b) Contractual output quantity for each trading period of the power wholesale buyer and the power plant entering into an agreement with such power wholesale buyer
The power system and market operating unit shall assume the responsibility for calculating by the following formula:
Where:
i: Trading period i within month;
: Contractual output quantity of the electricity wholesale buyer l with the power plant g in trading period i (kWh);
: Contractual output quantity of the power plant g in trading period i determined and adjusted in accordance with Point a of this Clause (kWh);
: Estimated upstream-delivered electricity output quantity of the electricity wholesale buyer l in trading period i (kWh);
L: Total number of power wholesale buyers.
2. With regard to a power plant entering into an agreement with the Vietnam Electricity and for power purchase and distribution to a power wholesale buyer
a) Determination of contractual output quantity for each trading period of the power plant the Vietnam Electricity is specified as follows:
- Adjusting the power plant's monthly contractual output quantity in accordance with Article 37 of this Circular;
- Determining and adjusting the power plant's contractual output quantity for each trading period in accordance with Articles 38 and 39 of this Circular.
b) Contractual output quantity for each trading period distributed from the Vietnam Electricity to the power wholesale buyer
The power system and market operating unit shall assume the responsibility for calculating according to the following order:
- Determination of monthly contractual output quantity distributed from the Vietnam Electricity to the power wholesale buyer by the following formula:
Where:
L: Total number of power wholesale buyers;
Qc (l, M): Contractual output quantity of month M distributed from the Vietnam Electricity to the power wholesale buyer l (kWh);
: Monthly contractual output quantity of the power plant g with the Vietnam Electricity that is determined in the annual power market operation plan as prescribed in Article 27 of this Circular (kWh);
Qptdk (l, M): Upstream forecasted output quantity of the electricity wholesale buyer l in month M (kWh).
- Contractual output quantity for each trading period distributed from the Vietnam Electricity to the power wholesale buyer shall be determined by the following formula:
Where:
i: Trading period i within month;
I: Total number of trading periods within month;
Qc (l,i): Contractual output quantity in trading period i distributed from the Vietnam Electricity to the power wholesale buyer l (kWh);
Qc (l, M): Contractual output quantity of month M distributed from the Vietnam Electricity to the power wholesale buyer l (kWh);
Qptdk (l, i): Upstream forecasted output quantity of the electricity wholesale buyer l in trading period i (kWh).
Section 3. WEEK-AHEAD OPERATION PLAN
Article 41. Week-ahead water value
1. The power system and market operating unit shall assume the responsibility for updating data of forecasted load or hydrology and relevant data to calculate the week-ahead water value.
2. The electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for updating information, recalculating the week-ahead water value and announcing the following results:
a) Estimated electricity market price for each week-ahead trading period to be applied to generating units and buyers;
b) Estimated water value and output quantity for each trading period of multi-purpose strategic hydropower plants;
c) Water value of groups of cascade hydropower plants or hydropower plants with reservoirs storing water for more than 01 week;
d) Estimated output quantity for each trading period of hydropower plants with reservoirs storing water for less than 02 days;
dd) Weekly water limit level of hydropower reservoirs with water-regulating capacity of more than 01 week in accordance with the provisions of the Procedures for medium and short-term electricity system security assessment issued by the Electricity Regulatory Authority for the purposes of guiding the implementation of the Regulation on electricity transmission systems promulgated by the Ministry of Industry and Trade.
Article 42. Determination of contractual output quantity of hydropower plants with reservoirs storing water for a period of between 02 days and 01 week that enter into power purchase agreements with the Vietnam Electricity
1. The electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for calculating and announcing the weekly contractual output quantity and distributing the weekly contractual output quantity for each weekly trading period of the hydropower plant with its reservoir storing water for a period of between 02 days and 01 week.
2. The electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for sending the weekly contractual output quantity of the hydropower plant with its reservoir storing water for a period of between 02 days and 01 week to the electricity buyer and generating unit. The electricity buyer and generating unit shall assume the responsibility for signing and certifying the plant's weekly contract output quantity as a basis for electricity bill payment.
Article 43. Price ceilings of quotations of hydropower plants
1. The price ceiling of quotation of the hydropower plant with its reservoir storing water for over 01 week shall be determined based on the week-ahead water value of that power plant which is announced in accordance with the provisions of Article 41 in this Circular, specifically as follows:
a) The price ceiling of quotation shall be equal to the greatest value of:
- The water value of the hydropower plant;
- The average price of price ceilings of quotations of thermal power generating sets that participate in the electricity market in the monthly operation plan.
b) In a monthly basis, the electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for announcing the average price of price ceilings of quotations of thermal power generating sets in the next month to hydropower plants and the schedule of announcement of price ceilings of thermal power plants in the next month.
2. The price ceiling of quotation of the hydropower plant with its reservoir storing water for a period of between 02 days and 01 week shall be determined as follows:
a) The price ceiling of quotation shall be equal to the greatest value of:
- The greatest water value of the hydropower plant that participate in the electricity market;
- The average price of price ceilings of quotations of thermal power generating sets that participate in the electricity market as specified in the monthly operation plan.
b) In cases where the reservoir of a hydropower plant violates the weekly water level limit, the price ceiling of quotation of this hydropower plant applied in the next week shall be equal to the variable cost of the most expensive DO-engine thermal power set within the power system. When ensuring that the weekly water level limit is not violated, the power plant may continue to apply the price ceiling of quotation as prescribed in Clause 1 or Clause 2 of this Article from Tuesday of the following week. In a monthly basis, the electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for announcing the variable cost of the most expensive DO-engine thermal power generating set in the electricity system;
c) In cases where the hydropower plant is located in an area where the power reserve is less than 5% as announced in accordance with the provisions of the Procedures for medium and short-term electricity system security assessment issued by the Electricity Regulatory Authority for the purposes of guiding the implementation of the Regulation on electricity transmission systems promulgated by the Ministry of Industry and Trade, the price ceiling of quotation of any hydropower plant in this area within the assessment week shall be equal to the variable cost of the most expensive DO-engine thermal power set within the power system. In cases where the power reserve of an area is equal to or higher than 5%, the power plant in this area shall continue to apply the price ceiling of quotation as prescribed in Clause 1 and Clause 2 of this Article.
3. On a weekly basis, the electricity system and market operating unit shall assume the responsibilities for:
a) Calculating the price ceiling of quotation of generating sets of power plants that participate in the electricity market in accordance with Clause 1 and Clause 2 of this Article;
b) Announcing the results of calculation of the price ceiling of quotation of each generating set of the hydropower plant with its reservoir storing water from 02 days to 01 week participating in the electricity market applicable for the next week and input data used for calculation, including the data related to water value, variable cost of the most expensive DO-engine thermal power set within the power system, average price of price ceilings of quotations of thermal power generating sets participating in the electricity market according to the monthly operation plan.
4. A hydropower plant participating in the electricity market shall assume the responsibilities for:
a) Making price offers in compliance with regulations of quoted price ceilings and price floors;
b) Meeting requirements for downstream water demand constraints and other hydrological constraints.
Article 44. Frequency control reserve services in the week-ahead operation plan
1. The electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for determining the demand for frequency control reserve services of the power system in the next week in accordance with the Regulation on electricity transmission systems promulgated by the Ministry of Industry and Trade.
2. The electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for selecting, preparing and announcing a list of generating sets that are expected to provide frequency control reserve services for the next week. The selected generating set shall assume the responsibility for providing frequency regulation services at the request of the electricity system and market operating unit.
3. The electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for making the week-ahead operation plan, ensuring frequency control reserve service constraints.
Chapter V
ELECTRICITY MARKET OPERATION
Section 1. DAY-AHEAD ELECTRICITY MARKET OPERATION
Article 45. Information for day-ahead electricity market operation
Before 10:00 of day D-1, the electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for determining, calculating and publishing the following information:
1. Daily load forecasting charts on day D of the entire national electricity system and the North, Central and South electricity systems.
2. Estimated mobilized capacity in each trading period for the next day of the power plants as specified in Clause 3 Article 4 of this Circular and the power plants that are directly providing quotations in the electricity market.
3. Total estimated gas output quantity for the next day of the gas-fired thermal power plants using the same gas source.
4. Estimated mobilized capacity of estimated export and import power sources in each trading period of day D.
5. Results of short-term system security assessment of day D in accordance with the Regulation on electricity transmission systems promulgated by the Ministry of Industry and Trade.
6. Estimated mobilized capacity of the hydropower plants with reservoirs storing water for less than 02 days in each trading period of the next day.
7. Demand for frequency control reserve service of the electricity system in each trading period of the next day.
Article 46. Quotation
1. The quotation shall comply with the following principles:
a) Including 05 pairs of quoted price (VND/kWh) and capacity (MW) for the generating set in each trading period of day D. When meeting necessary conditions, the Electricity Regulatory Authority shall consider to increase the number of pairs of quoted price and capacity up to 10 pairs, simultaneously reducing the trading period to 30 minutes as prescribed in Clause 2 Article 12 of this Circular;
b) Capacity in the quotation is the capacity at the generator terminals;
c) Quoted capacity of the following quoted range shall not be lower than the capacity of the preceding quoted range. The minimum quoted step is 03 MW;
d) There is information on technical specifications of generating sets, including:
- Announced capacity of the generating sets for day D;
- The lowest stable generating capacity of the generating sets;
- The maximum capacity increase or decrease speed of the generating sets;
- Technical constraints when operating the generating sets at the same time.
dd) The announced capacity of the generating set in quotation of day D shall not be lower than the announced capacity of day D-2 in accordance with the provisions of the Procedures for medium and short-term electricity system security assessment issued by the Electricity Regulatory Authority for the purposes of guiding the implementation of the Regulation on electricity transmission systems promulgated by the Ministry of Industry and Trade, except for unexpected shutdowns (the unexpected shutdowns for repairing machines must be approved) or force majeure technical incidents. The plants shall assume the responsibility for updating the announced capacity when reducing the available capacity;
e) Under normal conditions, the first quoted capacity range in the quotation of thermal power generating sets shall be equal to the lowest stable generating capacity of that thermal power sets. The last quoted capacity range shall be equal to the announced capacity. With regard to thermal power plants, during the starting and stopping process, the quotation for the next trading period may be updated with a capacity lower than the lowest stable generating capacity;
g) Hydropower plants may offer the first capacity ranges in each trading period equal to 0 (zero) MW. With regard to hydropower plants capable of regulating more than 02 days, the last quoted capacity range shall be equal to the announced capacity;
h) The unit of quoted price is VND/kWh, with the smallest decimal number equal to 0.1;
i) Quoted price ranges from floor price to ceiling price of the generating units and does not decrease according to the increasing of quoted capacity.
2. Quotation in special cases
a) The quotation of a plant with its reservoir storing water for less than 02 days is specified as follows:
- The quoted price is equal to 0 VND/kWh for the quoted capacity ranges;
- Quoted capacity is equal to the estimated generating capacity of the generating set in the trading period. Generating units owning a hydropower plant with its reservoir storing water for less than 02 day may submit a quotation to increase capacity according to the actual hydrological situation of that plant;
- A hydropower plant with its reservoir storing water for less than 02 day may submit a quotation for the next trading period to adjust capacity according to the actual hydrological situation of that plant.
b) The quotation of a plant that violates the water limit for 02 consecutive weeks is specified as follows:
- Quoting at the price floor for the output quantity corresponding to the demand for downstream water supply at the request of the competent agency;
- Quoting at the price ceiling for the remaining output quantity;
- The ceiling price applied to the hydropower plant that violates the water limit for 02 weeks shall be equal to the price of the most expensive DO-engine thermal power generating set in the electricity system.
c) The quotation of a thermal power generating set during its starting and stopping process:
- The quoted capacity may be lower than the lowest stable generating capacity;
- The quoted price shall be equal to the price floor of the thermal power generating set's quotation for the entire capacity range from 0 MW to the lowest stable generating capacity.
d) With regard to hydropower generating sets, it must ensure the downstream water supply at the request of the competent agency and be taken into account when determining the contractual output quantity for the trading period in the month-ahead or week-ahead operation plan: The generating unit shall assume the responsibility for quoting at the quotation price floor for the output quantity corresponding to the demand for downstream water supply that is considered upon calculating the contractual output quantity in the month-ahead or week-ahead operation plan.
Article 47. Adjustment of quotation
1. Cases eligible for adjustment of quotation
A bidding unit may adjust its quotation in the following cases:
a) In cases where the thermal power generating set is in the process of start-up, grid connection or shutdown, the bidding unit may make adjustment to increase or reduce the capacity and resubmit the quotation for that thermal power generating set;
b) In cases where the thermal power generating set is connected to the grid at the request of the electricity system and market operating unit, the bidding unit may make adjustment to increase the announced capacity and resubmit the quotation for that thermal power generating set;
c) In cases where the generating set faces any breakdown that stops or reduces the usable capacity, or is repaired off the plan approved by the electricity system and market operating unit in accordance with the Regulation on transmission electricity systems promulgated by the Ministry of Industry and Trade, the bidding unit may make adjustment to reduce the announced capacity and resubmit the quotation for that generating set;
d) With regard to hydropower plants with reservoirs storing water for less than 02 days, the bidding unit may resubmit the quotation adjusted in accordance with the actual operation situation (in cases of the high water level resulting in lake discharge or the reservoir water level falling to the dead water level);
dd) With regard to hydropower plants with reservoirs storing water for 02 days or more, the bidding unit may make adjustment for the quotation in the following cases:
- The demand for downstream water supply during day D of the hydropower plants as specified in the operation process of reservoirs (or inter-reservoirs) or documents issued by a competent state agency is determined at the time after 11:30 of day D-1 (the deadline for the bid of the day D is complied with Clause 1, Article 49 of this Circular);
- The lake water level of the hydropower plants violates the water level specified in the operation process of reservoirs or reaches the spillway threshold because the actual water flow to the reservoir in day D is much higher than the forecasted water level;
- The hydropower plants fail to meet the demand for downstream water supply during day D at the request of a competent agency due to a breakdown of the power plants in day D.
2. Principles of quotation adjustment
a) With regard to cases specified at Point a, Point b, Point c, Clause 1 of this Article:
- The adjusted quotation must not change the quoted price in comparison with the day-ahead quotation of that bidding unit;
- In the cases specified at Point a, Clause 1 of this Article: All quoted capacity ranges in the adjusted quotation of the thermo-power set must be equal and equal to the estimated capacity to be generated during the grid connection or shutdown;
- In the cases specified at Point b, Clause 1 of this Article: The adjusted quotation shall not be changed its capacity to the capacity level less than or equal to the announced capacity in the next trading period, except for cases of violations against the technical requirements of quotation. The quotation adjusted to increase its capacity for early operation cycles in day D of the early-grid connecting thermal power generating set is the valid quotation for the latest cycle with an announced capacity greater than 0 (zero) MW of that generating set.
b) With regard to the cases specified at Point dd, Clause 1 of this Article
- The generating unit shall only change the capacity level in the quoted ranges of the day-ahead quotation;
- The generating unit shall send to the electricity system and market operating unit (through the information technology system serving the electricity market operation) an adjusted quotation for the remaining trading period of day D, at the same time clearly stating the reasons and necessary information and figures as a basis for the electricity system and market operating unit to consider and approve the use of the adjusted quotation;
- The adjusted quotation must comply with the provisions of Article 46 of this Circular.
3. The bidding unit may make adjustment and resubmit the quotation for the next day or the remaining trading period of day D to the electricity system and market operating unit at least 30 minutes before the trading period in which the quotation is changed.
4. After receiving the adjusted quotation from the bidding unit, the electricity system and market operating unit shall, based on the actual situation of the electricity system, inspect and confirm the validity of the adjusted quotation:
a) In cases where the adjusted quotation is invalid, the electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for notifying the reasons to the generating unit;
b) In cases where the adjusted quotation is valid:
- With regard to the quotation adjusted to increase its capacity (except for the cases specified at Points d and dd, Clause 1 of this Article), the electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for using the adjusted quotation in electricity market operation when the announced schedule of the next day or the next trading period gives a warn about capacity shortage or in necessary cases of ensuring power supply security.
- With regard to the remaining cases, the electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for using this adjusted quotation during the electricity market operation process.
Article 48. Price offering of group of cascade hydropower plants
1. The group of cascade hydropower plants shall make price offer according to a common quotation of the group and comply with the quoted price limit specified in Clause 3, Article 14 of this Circular.
2. The power plants in the group of cascade hydropower plants shall assume the responsibility for negotiating and appointing a representative unit to offer prices. The unit representing the group of cascade hydropower plants to make price offer shall assume the responsibility for submitting the registration document enclosed with the written agreement between the power plants in the group to the electricity system and market operating unit.
3. In the absence of representative unit registration to offer price for the group of cascade hydropower plants, the electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for announcing the mobilization chart for the plants of that group based on the results of calculating the water value of the group.
4. The representative unit to offer price shall comply with the regulations on price offer for all power plants in the group of cascade hydropower plants.
5. In cases where a hydropower plant belonging to the group of ladder hydropower plants proposes to make price offer by itself, based on its proposal and water use optimization constraints of the whole group, the Electricity Regulatory Authority shall consider and decide on the price offer of such hydropower plant.
6. The water value of the group of cascade hydropower plants is the water value of the largest hydropower reservoir in that cascade. The electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for determining the hydropower reservoir used to calculate water value for the group of cascade hydropower plants together with the classification of hydropower plants in accordance with Article 18 of this Circular.
7. In cases where a group of cascade hydropower plants includes a multi-purpose strategic hydropower plant
a) The electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for announcing the generated output quantity of each trading period in the next week of each power plant in the group of cascade hydropower plants as prescribed in Clause 2, Article 38 of this Circular;
b) In cases where the announced output quantity of a multi-purpose hydropower plant in the group is adjusted according to Article 54 of this Circular, the electricity system and market operating unit shall adjust the announced output quantity of power plants in the lower cascade.
Article 49. Submission of quotation
1. Before 11:30 of day D-1, the bidding unit shall assume the responsibility for submitting the quotation of day D.
2. The bidding units shall submit their quotations through the electricity market information system. In cases where the electricity market information system cannot be used due to an incident, the bidding units shall assume the responsibility for agreeing with the electricity system and market operating unit on other methods for submitting the quotation in the following priority order:
a) Submitting by email to the address specified by the electricity system and market operating unit;
b) Submitting by fax according to the fax number provided by the electricity system and market operating unit;
c) Submitting in person at the office of the electricity system and market operating unit.
Article 50. Examination of the validity of quotation
1. Before 11:00 of day D-1, the electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for checking the validity of the quotation received from the bidding units as prescribed in Article 49 of this Circular. In cases where the bidding units send more than one quotation, only the quotation last received shall be considered.
2. In cases where the quotation is invalid, the electricity system and market operating unit shall notify the bidding units and request the submission of the final quotation before the end of price offer.
3. After receiving the notification from the electricity system and market operating unit of the invalid quotation, the bidding units shall assume the responsibility for adjusting and returning the quotation prior to the end of the bid.
Article 51. Scheduling quotation
1. After the time of terminating a price offer, the electricity system and market operating unit shall check the validity of the final quotation it receives in accordance with the provisions of Article 49 of this Circular. The final quotation shall be used as the scheduling quotation for day-ahead mobilization scheduling.
2. In cases where the electricity system and market operating unit fail to receive the quotation or the final quotation of a bidding unit making price offer in an invalid manner, the electricity system and market operating unit may use that generating unit's default quotation as a scheduling quotation.
3. The default quotation of power plants shall be determined as follows:
a) With regard to a thermal power plant, the default quotation shall be the latest valid quotation. In cases the latest valid quotation fail to match the actual operating state of its generating set, the default quotation shall be the quotation corresponding to the current state and fuel used in the set of default quotations applicable to that month of that generating set. The bidding unit shall assume the responsibility for developing a set of default quotations applicable to the next month of the thermal power unit corresponding to the operating state and fuel of its generating unit and submitting it to the electricity system and market operating unit by the 28th day of every month;
b) With regard to a hydropower plant and group of cascade hydropower plants, the default quotation is specified as follows:
- Applying the quotation price floor for the output quantity corresponding to the demand for downstream water supply flow;
- Applying the price ceiling price of quotation for the generating sets as prescribed in Article 43 of this Circular for the remaining output quantity.
c) With regard to a hydropower plant that violates the water limit for 02 consecutive weeks, the quoted price and output quantity in its default quotation shall be complied with the provisions at Point b, Clause 2, Article 46 of this Circular.
Article 52. Data used for day-ahead mobilization scheduling
The electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for using the following data to schedule the day-ahead mobilization:
1. Daily load charts of the entire national electricity system and the North, Central and South electricity systems.
2. Scheduling quotations of bidding units.
3. Estimated mobilized capacity in each day-ahead trading period of the power plants specified in Clause 2, Article 45 of this Circular.
4. Exported and imported electricity output quantity as prescribed in Articles 67 and 68 of this Circular.
5. Capacity of generating sets of power plants providing auxiliary services.
6. Capacity requirements for frequency control reserve services.
7. Information on the ability to provide frequency control reserve services of generating sets.
8. Schedule for maintenance and repair of transmission grids and generating sets approved by the electricity system and market operating unit.
9. Schedule for generating set testing.
10. Results of short-term system security assessment for day D in accordance with the Regulation on electricity transmission systems promulgated by the Ministry of Industry and Trade.
11. Up-to-date information on the availability of transmission grids and generating units from the SCADA system or provided by the transmission network operating units and generating units.
Article 53. Day-ahead mobilization scheduling
The electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for scheduling day-ahead mobilization. A day-ahead mobilization schedule shall include:
1. Non-conditional mobilization schedule, including:
a) Estimated SMP in each day-ahead trading period;
b) Order of mobilizing generating sets in each day-ahead trading period.
2. Conditional mobilization schedule, including:
a) Expected chart of mobilizing each generating unit in each day-ahead trading period, the marginal price of each domain in each trading cycle of the next day; the area-specific margin prices in each day-ahead trading period;
b) Expected schedule for stopping, starting and grid connection status of each generating set in the next day;
c) Expected operation modes and wiring diagram of the electricity system in each day-ahead trading period;
d) Warnings (if any);
dd) Capacity for frequency control reserve services of generating sets.
3. Day-ahead mobilization scheduling next day mobilization in cases of capacity redundancy
The electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for calculating and reducing gradually the capacity to the lowest stable generating capacity or stopping and changing the restart time of generating sets in case of capacity redundancy in accordance with the following principle:
a) Reducing the generating capacity of generating sets with variable costs in the high-to-low order;
b) Stopping slow-start generating units with variable costs in the high-to-low order; in cases of slow-start generating units with the same variable cost, stopping the generating sets in the low-to-high order of starting costs;
c) Restarting in the order of slow-start generating units with variable costs in the low-to-high order;
d) Calculating the downtime of generating units to meet the system requirements, limiting the operation of generating units up and down many times; ensuring optimal exploitation of hydropower reservoirs.
The electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for preparing and publishing a list of generating sets in order of mobilization to reduce capacity and stop the machine in cases of power oversupply in accordance with the principles specified in this Clause.
Article 54. Disclosure of day-ahead mobilization schedule
Before 16:00 every day, the electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for disclosing information in the day-ahead mobilization schedule, specifically as follows:
1. The expected mobilized capacity includes both frequency control and rotation reserve capacity of generating sets in each day-ahead trading period. The area-specific margin prices in each day-ahead trading period.
2. The expected SMP for each day-ahead trading period, applicable to generating units and electricity wholesale buyers.
3. List of generating sets expected to increase or decrease capacity in each day-ahead trading period.
4. Information on warnings about capacity shortage in the next day (if any)
a) Trading periods with expectation of capacity shortage;
b) Amount of capacity shortage;
c) Violated system security constraints.
5. Information on warnings about capacity redundancy (if any) in the next day
a) Trading periods with expectation of capacity redundancy;
b) Generating units expected to stop generating electricity.
6. Information on provision of frequency control reserve services
a) Capacity demand for frequency control reserve services of the electricity system;
b) List of generating sets providing frequency control reserve services;
c) Capacity for frequency control reserve services of the generating sets included in the list at Point b of this Clause.
7. Expected information on the shortage of gas fuel supply to the gas turbine power plants of the generating unit directly trading in the next trading period (when the total expected power output quantity of the power plant corresponding to the amount of distributed gas remains lower than its total contractual output quantity of trading period).
Article 55. Grid connection of generating sets
1. With regard to a slow-start generating set, the generating unit shall assume the responsibility for preparing to connect such generating set to the grid according to the day-ahead mobilization schedule announced by the electricity system and market operating unit. In cases where the starting time of a generating set is greater than 24 hours, the generating unit shall assume the responsibility for connecting such generating unit to the grid based on the results of short-term system security assessment announced by the electricity system and market operating unit.
2. With regard to a generating unit that is not slow-start, the generating unit shall assume the responsibility for preparing to connect such generating unit to the grid according to the trading period-ahead mobilization schedule announced by the electricity system and market operating unit.
3. During the grid connection of thermal power generating sets, the generating unit shall assume the responsibility for updating the capacity of each trading period into the generating set's quotation and sending it to the electricity system and market operating unit in accordance with Article 47 of this Circular.
Article 56. Handling in cases of warning capacity shortage
1. The electricity system and market operating unit may adjust the announced capacity of multi-purpose strategic hydropower plants according to the provisions of Clause 2, Article 59 of this Circular.
2. The electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for using the quotation that is adjusted to increase its capacity as a scheduling quotation in order to schedule the trading period-ahead mobilization and calculate the electricity market price.
Article 57. Handling in cases of warning capacity shortage for frequency control reserve services
1. The electricity system and market operating unit shallassume the responsibility for making a mobilization schedule to meet the requirements for frequency control reserve services, except for the shortage of capacity for frequency control reserve services.
2. The electricity system and market operating unit may use the quotation that is adjusted to increase the capacity as a scheduling quotation to make the day-ahead mobilization schedule.
3. The electricity system and market operating unit may change the announced capacity of the power plants indirectly participating in the electricity market as prescribed in Article 45 of this Circular to ensure frequency control reserve requirements.
Section 2. OPERATION OF TRADING PERIOD-AHEAD ELECTRICITY MARKET
Article 58. Scheduling data for trading period-ahead mobilization
The electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for using the following data to schedule the trading period-ahead mobilization:
1. Expected load charts of the entire national electricity system and the North, Central and South electricity systems for the next trading period and the next 3 hours.
2. The grid connection plan of slow-start generating units according to the announced day-ahead mobilization.
3. Scheduling quotations of units bidding for the next trading period.
4. The announced capacity according to the day-ahead mobilization schedule of power plants that do not make price offer directly on the electricity announced by the electricity system and market operating unit in accordance with the provisions of Article 54 of this Circular.
5. The capacity demand for frequency control reserve services of the electricity system and the ability to provide frequency control reserve services of the generating sets providing this service.
6. The quick-start and must-run operation reserve capacity for ensuring the electricity system security for the next trading period.
7. Availability of transmission grids and generating sets from SCADA system or supplied by the transmission network operating units and generating units.
8. Other constraints on system security.
9. Schedule for generating set testing.
10. Imported electricity output quantity.
Article 59. Adjustments to announced output quantity of multi-purpose strategic hydropower plants
1. Before scheduling the trading period-ahead mobilization, the electricity system and market operating unit may adjust the output quantity of multi-purpose strategic hydropower plants for the next trading period announced in accordance with Clause 2, Article 60 of this Circular in the following cases:
a) Having unusual changes in hydrology;
b) Having warnings about capacity shortage according to the day-ahead mobilization schedule;
c) Having documents issued by a competent agency on reservoir regulation of a multi-purpose strategic hydropower plant serving the purpose of flood control and irrigation.
2. Scope of adjustment of announced output quantity of multi-purpose strategic hydropower plants in the cases specified at Points a and b, Clause 1 of this Article shall be ± 5% of the total installed capacity of multi-purpose strategic hydropower plants in the electricity system, not including capacity for frequency control and rotation reserve.
Article 60. Trading period-ahead mobilization scheduling
1. The electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for scheduling the trading period-ahead mobilization for generating sets according to non-conditional scheduling method and conditional scheduling method.
2. Scheduling of the trading period-ahead mobilization in cases of capacity shortage
a) The electricity system and market operating unit shall schedule the mobilization of generating sets in the following order:
- According to the scheduling quotation;
- Multi-purpose strategic hydropower plants according to adjusted capacity;
- Generating sets providing quick-start reserve services according to the day-ahead mobilization schedule;
- Generating sets providing must-run operation services to ensure the electricity system security;
- Rotation reserve capacity;
- Reducing frequency control reserve capacity to the lowest level allowed.
b) The electricity system and market operating unit shall check and determine the amount of expected capacity to be fired to ensure the electricity system security.
3. Scheduling of the trading period-ahead mobilization in cases of capacity redundancy
The electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for adjusting the trading period-ahead mobilization schedule by taking measures in the following order:
a) Halting generating sets voluntarily stopping power generation;
b) Minimizing the generating capacity of generating sets providing rotation reserve service;
c) Gradually decreasing the generation capacity of generating sets appearing in mobilization order in the list of generating sets that has been compiled in accordance with Article 53 of this Circular;
d) Decommissioning generating sets with slow start-up in mobilization order in the list of generating sets that has been compiled in accordance with Article 53 in this Circular.
4. The electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for scheduling the trading period-ahead mobilization to ensure the constraints on demand for frequency control reserve service.
5. Scheduling of the trading period-ahead mobilization in cases of capacity shortage for frequency control reserve services
a) The electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for scheduling the mobilization to ensure frequency control reserve service requirements, except cases of capacity shortage;
b) The electricity system and market operating unit may use the quotation that is adjusted to increase the capacity as a scheduling quotation to schedule the trading period-ahead mobilization;
c) The electricity system and market operating unit may change the announced capacity as prescribed in Article 54 of this Circular for the power plants that indirectly participate in the electricity market to ensure frequency control reserve requirements.
Article 61. Announcement of trading period-ahead mobilization schedule
The electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for announcing the trading period-ahead mobilization schedule 10 minutes before the trading period, including the following contents:
1. Forecasted load for the next trading period of the entire national electricity system and the North, Central and South electricity systems.
2. The schedule for mobilization of generating sets, the margin prices of the North, the Central and the South in the next trading period and the next 03 hours, made according to the provisions of Article 60 of this Circular.
3. The expected market price in each day-ahead trading period, applicable to generating units and electricity wholesale buyers.
4. Handling measures of the electricity system and market operating unit in cases of capacity shortage or redundancy.
5. Information on adjustment of the announced capacity of multi-purpose strategic hydropower plants as specified in Article 59 of this Circular.
6. Expected load shedding schedule (if any).
7. Information on provision of frequency control reserve
a) Capacity demand for frequency control reserve service of the electricity system;
b) List of generating sets selected to provide frequency control reserve service;
c) Capacity for frequency control reserve service of generating sets listed in Point b of this Clause.
Section 3. REAL-TIME OPERATION
Article 62. Real-time dispatching of the electricity system
1. The electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for operating the power system in real time based on the announced schedule of trading period-ahead mobilization and in compliance with the regulations on electricity system operation in real time as specified in the Regulation on electricity transmission systems promulgated by the Ministry of Industry and Trade. In necessary cases, the electricity system and market operating unit may interfere to ensure the frequency control reserve service requirements of the electricity system (except for force majeure cases).
2. The generating unit shall assume the responsibility for obeying the dispatching order of the electricity system and market operating unit.
3. The generating unit that owns the hydropower plant shall comply with the regulations on the weekly water limit of the hydropower plant calculated and announced by the electricity system and market operating unit in accordance with the provisions of Clause 2, Article 41 of this Circular.
Article 63. Handling in cases reservoirs of hydroelectric plants violate the weekly limit water level
1. The electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for warning a power plant of violating the weekly water limit, the power plant shall assume the responsibility for adjusting the quoted price in the following days to ensure that the water limit level is not violated next week.
2. In cases where the reservoir of a power plant violates the weekly water limit level for 02 consecutive weeks, the electricity system and market operating unit shall, starting from 00:00 of the following Monday, schedule the mobilization of this power plant according to the default quotation specified at Point b, Clause 2, Article 46 of this Circular to decrease the reservoir's water level to the weekly limit water level.
3. When making sure that the weekly water limit level is not violated, the hydropower plant may continue to make price offer in the following week.
4. Before 10:00 every Monday, the electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for announcing the schedule of mobilization from Tuesday to the generating unit and the electricity buyer in the following cases:
a) The plant violates the reservoir water level in the first week or the plant violates the water level in the second week;
b) The plant's reservoir water level has reached the weekly water limit level and the plant is entitled to make price offer.
Article 64. Electricity market interference
1. The electricity system and market operating unit may interfere in the electricity market in the following cases:
a) The system is operating in emergency mode as specified in the Regulation on electricity transmission systems promulgated by the Ministry of Industry and Trade;
b) It fails to set up a mobilization schedule of the trading period up to 10 minutes before starting the trading period.
2. In cases of electricity market interference, the electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for mobilizing the generating sets to ensure targets in the following priority order:
a) Ensuring the balance of generating capacity and load;
b) Satisfying the requirements for frequency control reserve;
c) Satisfying the requirements for rotation reserve;
d) Satisfying the requirements for voltage quality.
3. Disclosure of information on electricity market interference
a) When interfering in the electricity market, the electricity system and market operating unit shall announce the following contents:
- Reasons for interfering in the electricity market;
- Expected trading periods of interference in the electricity market.
b) Within a period of 24 hours after ending the interference in the electricity market, the electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for disclosing the following contents:
- Reasons for interfering in the electricity market;
- Trading periods of interference in the electricity market;
- Measures applied by the electricity system and market operating unit to interfere in the electricity market.
Article 65. Electricity market termination
1. The electricity market shall terminate its operation in one of the following cases:
a) Due to emergencies related to natural disasters or national defense and security protection;
b) The electricity system and market operating unit requests to terminate the electricity market in one of the following cases:
- The electricity system operates in an extremely urgent mode as prescribed in the Regulation on electricity transmission systems promulgated by the Ministry of Industry and Trade;
- Failing to ensure safe and continuous operation of the electricity market.
c) Other cases at the request of competent agencies.
2. The Electricity Regulatory Authority shall consider and decide on termination of the electricity market in the cases specified at Points a and b, Clause 1 of this Article and notify the electricity system and market operating unit.
3. The electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for notifying the electricity market's participants of the electricity market termination decisions issued by the Electricity Regulatory Authority or by competent agencies.
4. Operation of the electricity system during the electricity market termination
a) The electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for dispatching and operating the electricity system according to the following principles:
- Ensuring the safe, stable and reliable operation of the electricity system with the lowest cost of purchasing electricity for the whole system;
- Ensuring the implementation of output quantity agreements in electricity export and import contracts, power sale and purchase contracts of BOT power plants and power sale and purchase contracts with commitments on output quantity of other power plants;
- Ensuring the implementation of downstream water supply requirements for hydropower plants.
b) The generating unit, the transmitting unit and other related units shall assume the responsibility for obeying the dispatching order of the electricity system and market operating unit.
Article 66. Electricity market restoration
1. The electricity market may restore its operation when meeting the following conditions:
a) Reasons for termination of the electricity market have been resolved;
b) The electricity system and market operating unit certifies the ability to re-operate the electricity market.
2. The Electricity Regulatory Authority shall assume the responsibility for considering and deciding on the restoration of the electricity market and notifying the electricity system and market operating unit.
3. The electricity system and market operating unit shall notify the electricity market's participants of the electricity market restoration decisions issued by the Electricity Regulatory Authority.
Section 4. ELECTRICITY EXPORT AND IMPORT IN ELECTRICITY MARKET OPERATION
Article 67. Handling of exported electricity in mobilization scheduling
1. Before 10:00 of day D-1, the electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for announcing the expected output quantity of exported electricity in each trading period of day D.
2. The exported electricity output quantity shall be calculated as the load at the point of export and be used to calculate the system load forecast for scheduling the day-ahead and trading period-ahead mobilization.
Article 68. Handling of imported electricity in mobilization scheduling
1. Before 10:00 of day D-1, the electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for announcing the expected output quantity of imported electricity in each trading period of day D.
2. The imported electricity output quantity in the mobilization scheduling shall be calculated as the must-run source with the chart already announced in the next day.
Article 69. Payment for exported and imported electricity
The amount of imported or exported electricity shall be paid under an import or export contract signed between the parties.
Chapter VI
ELECTRICITY METERING IN THE ELECTRICITY MARKET
Article 70. Boundary measurement positions in the electricity wholesale market
1. In the electricity wholesale market, boundary measurement positions for determining the scope of electricity wholesale purchase in which a main and backup electricity metering system for accurate measurement of electricity output quantity to buy and sell or deliver and receive between units is required.
2. Boundary measurement positions in the electricity wholesale market shall be individually identified in the database of the electricity metering data management system according to the regulations applicable to market members, including:
a) The boundary measurement position for electricity delivery and receipt between the power plant and the transmission grid;
b) The boundary measurement position for electricity import or export delivery and receipt with the transmission grid;
c) The boundary measurement position for electricity delivery and receipt between the transmission grid and the distribution grid;
d) The boundary measurement position for electricity delivery and receipt between the power plant and the distribution grid;
dd) The boundary measurement position on the distribution grid among electricity wholesale units.
Article 71. Electricity metering system and electricity metering data collection, processing and storage system
1. The electricity metering system and the metering data collection, processing and storage system shall be designed in accordance with the boundary measurement positions in the electricity wholesale market as prescribed in Article 70 of this Circular.
2. Detailed requirements on minimum configuration, technical specifications, lead-clamp sealing and security, operation and maintenance, acceptance, troubleshooting of the metering system, inspection and audit are specified in the Regulation on electricity metering in the electricity system issued by the Ministry of Industry and Trade.
3. Responsibilities for agreeing on electricity metering positions and design of electricity metering systems, responsibilities for investment in the electricity metering system and the metering data collection, processing and storage system are specified in the Regulation on electricity metering in the electricity system issued by the Ministry of Industry and Trade.
Article 72. Responsibilities for the collection and management of metering data in the electricity market
1. The electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for fully collecting metering data at the boundary measurement positions for delivery and receipt specified in Clause 2, Article 70 of this Circular (with regard to the boundary measurement positions between the power plant and the power distribution grid, the provisions of Clause 5 of this Article shall be applied); metering data collected and announced by the electricity system and market operating unit is the priority data used for calculation and payment purposes in the electricity market.
2. Except measurement positions for delivery and receipt with the power plant, the electricity transmission unit shall assume the responsibility for collecting delivery and receipt measurement data within its management and sending it to the metering database of the Vietnam Electricity.
3. The electricity wholesale unit shall assume the responsibility for collecting delivery and receipt measurement data within its management and sending it to the metering database of the Vietnam Electricity.
4. The power plants with installed capacity of more than 30 MW and the power plants with installed capacity of equal to or less than 30 MW that are members of the competitive wholesale electricity market shall assume the responsibility for collecting metering data within their management and send it to the electricity system and market operating unit for serving as reserve data source or basis for comparison with the data directly collected by the electricity system and market operating unit or basis for confirmation of official metering data used for calculation and payment purposes in the electricity market.
5. The remaining power plants (with installed capacity of equal to or less than 30 MW not participating in the competitive wholesale electricity market)
a) In cases where the power plants using renewable energy enters into a contract with the Vietnam Electricity, the electricity system and market operating unit shall directly collect metering data;
b) With regard to small hydropower plants, the wholesale unit shall collect metering data from the power plants according to its management scope and send it to the electricity system and market operating unit.
6. In cases of changing boundary measurement positions for delivery and receipt or methods of electricity delivery and receipt for boundary measurement within their management scope, the generating units, transmitting units, and electricity buyers shall assume the responsibility for timely notify and update such changes to related parties for the collection and transmission of electricity metering data to the electricity system and market operating unit.
Article 73. Storage of metering data
The electricity system and market operating unit and the units participating in the competitive wholesale electricity market as prescribed in Article 2 of this Circular shall assume the responsibility for storing the electricity metering data and related documents for a period of at least 05 years.
Article 74. Methods and order of collecting metering data
1. The reading and sending of data of meters to the electricity system and market operating unit shall be conducted on a daily basis by two parallel and independent methods, including:
a) Method 1: The electricity system and market operating unit shall conduct time synchronization and collect metering data directly to the boundary meters of the wholesale electricity market as prescribed in Article 72 of this Circular;
b) Method 2: The generating units, the transmitting units and the electricity wholesale units shall collect metering data of meters within their management scope. The data collected by the transmitting units and the electricity wholesale units shall be sent to the metering database of the Vietnam Electricity.
2. The order of collecting metering data shall comply with the following schedule:
a) From 00:15 to 16:00 of day D+1, the electricity system and market operating unit, generating units, transmitting units and electricity wholesale units shall collect metering data of day D within their management scope;
b) Before 24:00 of day D+1, the electricity system and market operating unit shall announce metering data to serve the inspection of metering data;
c) Before 12:00 of day D+4, the transmitting units and the electricity wholesale units shall check and compare metering data, detect problems and events leading to output difference and send their confirmation on metering data to the electricity system and market operating unit. After this time, the electricity system and market operating unit shall not receive any response on problems related to the metering data of day D. In cases where there is no response on the electricity market's website before 12:00 of day D+4, it means that the units have confirmed their consent and the electricity system and market operating unit shall not be responsible for handling any response arising later;
d) Before 12:00 of day D+5, the electricity system and market operating unit shall coordinate with relevant units in inspecting, verifying, handling deviations and estimating metering data;
dd) Before 16:00 of day D+5, the electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for calculating and disclosing the official metering data and load of day D on the electricity market's website;
e) Before the 8th working day after ending the payment period, the electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for disclosing the record of closing the difference in output quantity in the payment period.
3. Requirements for metering data collection
a) Metering data daily collected and sent to the unit managing the metering data includes active and reactive power values in the two directions of receipt and transmission of each 30-minute trading period within a day from the main and reserve meters;
b) Metering data shall be publicly disclosed after 24 hours of day D+1 (fully updated according to the process of examining, determining and estimating data) so that electricity buyers and sellers have the right to full access and inspection within their scope of electricity purchase and sale;
c) Regulations on data formats, methods of data conversion, procedures for examining, determining and estimating electricity metering data are specified in the Regulation on electricity metering in the electricity system issued by the Ministry of Industry and Trade and other processes of implementation guidance.
Article 75. Examination of metering data
1. A metering data management unit shall assume the responsibility for checking metering data collected at the metering data collecting, processing and storing center to ensure the accuracy and validity of measured data.
2. The examination and comparison of metering data shall be carried out according to the following principles:
a) Metering data of the reserve metering system shall be used for comparison with that of the main metering system (after converting to the same position) as a basis for confirming that the main metering system operates in an accurate and reliable manner with the error not greater than 1%;
b) Data of meters read and sent to the electricity metering data management unit by the electricity metering system operating unit shall be compared with the data directly measured by the electricity metering data management unit as a basis for determining the reliability and accuracy of metering data;
c) Data of electricity output quantity daily collected from the main metering and reserve systems shall be disclosed, and examined and verified by related parties as a basis for payment calculation.
3. In cases of detecting abnormal and inaccurate metering data, the metering data management unit shall collect (or request the metering system operating unit to re-collect) and perform the steps of re-examining the metering data as prescribed in Clause 2 of this Article.
4. In cases where it fails to collect metering data or results of inspection, compare the metering data show the difference between the metering data with the data in the computer located on the spot or the data in the metering database, the metering data management unit shall assume the prime responsibility for, and coordinate with relevant units in, investigating the causes to handle and estimate compensation for deviations (if any) in accordance with the Regulation on electricity metering in the electricity system issued by the Ministry of Industry and Trade.
5. In cases of disagreement on disclosed metering data, the units have the right to request reservation and ad-hoc audit or perform complaint procedures with competent agencies.
Article 76. Calculation of measured electricity output quantity in the electricity wholesale market
1. Electricity metering data of generating units shall be determined by the electricity delivery and receipt formula of that generating units and specified in the electricity metering agreements.
2. Electricity metering data of electricity wholesale buyers in a trading period shall be determined as follows:
a) Equal to the sum of the following components:
- Output quantity received on the transmission grid;
- Total output quantity received from other electricity wholesale buyers;
- Total output quantity received from electricity sources connected to the distribution grid;
- Total output quantity from imported sources connected to the distribution grid.
b) Subtracting the following components:
- Total output quantity delivered to the transmission grid;
- Total output quantity delivered to other electricity wholesale buyers.
Article 77. Estimation of metering data
1. In cases where it fails to collect accurate metering data of day D in accordance with the provisions of Articles 74, 75 and 76 of this Circular for the electricity system and market operating unit, the estimation of metering data shall be conducted in accordance with regulations in the procedures for collecting, processing and managing metering data in the electricity market issued by the Electricity Regulatory Authority for the purposes of guiding the implementation of the Regulation on electricity metering in the electricity system promulgated by the Ministry of Industry and Trade.
2. After estimating electricity metering data, relevant units shall take measures to re-collect and determine accurate metering data as the basis for making arrears and reimbursements for the periods of applying electricity metering data estimation.
3. In cases where it fails to determine accurate metering data, estimated metering data shall be used as an official basis for the payment of electricity bills among units.
Article 78. Confirmation of electrical output according to meter closing indicators
Digital signatures shall be applied to confirm the following metering data:
1. The total amount of upstream-delivered electricity output quantity of electricity wholesale buyers.
2. The output quantity of electricity purchased on the electricity market.
3. The difference of output quantity among monthly output indicators.
4. The total amount of output quantity collected in each trading period within month.
Chapter VII
CALCULATION OF THE SPOT ELECTRICITY MARKET PRICES
Section 1. CALCULATION OF THE SPOT ELECTRICITY MARKET PRICES APPLICABLE TO GENERATING UNITS
Article 79. Determination of SMP applicable to generating units
1. After the trading day D, the electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for scheduling the calculation of SMP for each trading period of day D in the following order:
a) Calculating the system load in the trading period by converting measured output quantity towards terminals of generating sets;
b) Scheduling the calculation of SMP by the method of non-conditional scheduling in the following order:
- Making fixed arrangement of the actual generating output quantity of power plants indirectly participating in the electricity market and power plants directly participating in the electricity market but separated from the electricity market in trading periods under the background of the electricity system load chart;
- Making arrangement of capacity ranges in the scheduling quotations of the generating units directly involved in trading.
2. The SMP applicable to generating units shall be equal to the quoted price of the final scheduled capacity range in order to meet the system load in the schedule of SMP calculation. In cases the quoted price of the final capacity range in the schedule of SMP calculation is higher than the price ceiling of electricity market, the SMP shall be equal to the electricity market price ceiling.
Article 80. FMP applicable to generating units
The FMP applicable to generating units in a trading period shall be determined by the following formula:
FMP(i) = SMP(i) + CAN(i)
Where:
FMP(i): Full market price applicable to generating units in trading period i (VND/kWh);
SMP(i): System marginal price applicable to generating units in trading period i that is determined in accordance with Article 79 of this Circular (VND/kWh);
CAN (i): Capacity add-on price applicable to generating units in trading period i that is determined in accordance with Article 26 of this Circular (VND/kWh).
Article 81. Determination of SMP when interfering in the electricity market
In cases of any interference in the electricity market as prescribed in Article 64 of this Circular, the electricity system and market operating unit shall not calculate the SMP during the period of interference.
Section 2. SPOT ELECTRICITY MARKET PRICE APPLICABLE TO ELECTRICITY WHOLESALE BUYERS
Article 82. Spot market electricity price applicable to electricity wholesale buyers
The spot market electricity price applicable to electricity wholesale buyers in trading period i shall be calculated as follows:
1. Calculating the conversion coefficient based on power loss in trading period i by the following formula:
Where:
k(i): Conversion coefficient based on power loss in trading period i;
QG(i): Total amount of electricity output quantity in trading period i of power plants connected to the transmission grid, electricity import sources, power plants connected to the distribution grid that participate in the market or sign power purchase agreement with the Vietnam Electricity (kWh);
QL(i): Total amount of upstream-delivered electricity output quantity of electricity buyers in trading period i, including the delivered and received output quantity of the electricity buyers (having electricity exporting units) with the transmission grid and the delivered and received output quantity with power plants connected to the distribution grid that participate in the market or sign a power purchase agreement with the Vietnam Electricity (kWh).
2. Calculating the SMP applicable to electricity wholesale buyers
CSMP(i) = k(i) x SMP(i)
Where:
CSMP(i): The system marginal price applicable to electricity wholesale buyers in trading period i (VND/kWh);
SMP(i): The system marginal price applicable to generating units in trading period i that is calculated in accordance with Article 79 of this Circular (VND/kWh);
k(i): Conversion coefficient based on power loss in trading period i that is determined in accordance with Clause 1 of this Article.
Article 83. CAN applicable to electricity wholesale buyers
The capacity add-on price applicable to electricity wholesale buyers in trading period i shall be calculated as follows:
CCAN(i) = k(i) x CAN(i)
Where:
CCAN(i): The capacity add-on price applicable to electricity wholesale buyers in trading period i (VND/kWh);
CAN(i): The capacity add-on price applicable to generating units in trading period i that is calculated in accordance with the provisions of Point b, Clause 3, Article 26 of this Circular (VND/kWh);
k(i): Conversion coefficient based on power loss in trading period i that is determined in accordance with Clause 1 Article 82 of this Circular.
Article 84. FMP applicable to electricity wholesale buyers
The FMP applicable to electricity wholesale buyers in trading period i shall be determined by the following formula:
CFMP(i) = CSMP(i) + CCAN(i)
Where:
CFMP(i): The full market price applicable to electricity wholesale buyers in trading period i (VND/kWh);
CSMP(i): The system marginal price applicable to electricity wholesale buyers in trading period i (VND/kWh);
CCAN(i): The capacity add-on price applicable to electricity wholesale buyers in trading period i (VND/kWh).
Article 85. Disclosure of spot electricity market price
1. Before 9:00 of day D+2, the electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for announcing the SMP, CAN and FMP applicable to generating units in each trading period of day D.
2. Before 16:00 of day D+2, the electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for announcing the expected SMP, CAN and FMP applicable to electricity wholesale buyers in each trading period of day D.
3. Before 16:00 of day D+5, the electricity system and market operating unit shall assume the responsibility for announcing the official SMP, CAN and FMP applicable to electricity wholesale buyers in each trading period of day D.
Chapter VIII
PAYMENT
Section 1. PAYMENT TO DIRECTLY TRADING GENERATING UNITS
Article 86. Power output quantity of a power plant in service of payment on the electricity market
1. The power system and market operating unit shall calculate the power output portions of a power plant in the trading period in service of payment on the electricity market, including:
a) Power output quantity settled at the quotation for thermal power plants providing the quotations which are higher than the price ceiling of the electricity market (Qbp);
b) Increased generation output quantity (Qcon);
c) Generation output quantity which is different from the mobilized output quantity under the dispatch order (Qdu) in cases where the power plant is not operating through the AGC system;
d) Power output quantity settled at the SMP (Qsmp).
2. In cases where the generating set is not operating through the AGC system, the generation output quantity which is different from the mobilized output quantity under the dispatch order (Qdu) of the power plant in the trading period shall be calculated in the following order
a) Calculating the mobilized output quantity under the dispatch order
The mobilized output quantity under the dispatch order is the output quantity at a generator’s terminals calculated in accordance with the dispatch order for the generating set mobilization by the power system and market operating unit, base on the capacity under the dispatching order and load increase or decrease speed of the generating set. The mobilized output quantity according under the dispatch order shall be calculated by the following formula:
Where:
i: Trading period i;
J: Number of changes of dispatch order in trading period i;
: The time j in trading period i when the power system and market operating unit gives the dispatching order to change the capacity of the generating set (minute);
: The time when the generating set reaches the capacity as the power system and market operating unit gives the dispatching order at the time (minute);
∆T: Duration of a trading period (minute);
Qddi: Mobilized output quantity under the dispatch order calculated at the terminals of a certain generator in trading period i (MWh);
: The capacity as the power system and market operating unit gives the dispatch order to the generating set at the time (MW);
: The capacity of the generating set reached at the time (MW).
Duration from the time of the dispatch order with the capacity to the time when the generating set reaches the capacity shall be calculated as follows:
Where:
a) Load increase and decrease speed of the generating set registered in the scheduling quotation (MW/minute).
The load increase and decrease speed of a generating set registered in the scheduling quotation shall be suitable to the load increase and decrease speed specified in the power purchase agreement. In cases where the power purchase agreement does not specify the load increase and decrease speed or the load increase and decrease speed specified in the agreement is different in the reality, the generating unit shall determine such date based on experiment results or by drawing experiences from the actual operation of the generating set and sign the agreement on additional appendices on such technical specifications wit electricity buyers, serving as a basis for payment;
b) Converting the mobilized output quantity under the dispatch order () calculated in accordance with the provisions of Point a of this Article at the metering points;
c) Calculating the difference between the metered output quantity and the mobilized output quantity under the dispatch order using the following formula:
∆Qi = Qmqi - Qddi
Where:
∆Qi: Generation output quantity different from the mobilized output quantity under the dispatch order in trading period i (kWh);
Qmqi: Metered output quantity of the generating set converted at the terminals of the generating set in trading period i (kWh);
Qddi: Mobilized output quantity under the dispatch order of the generating set in trading period i calculated in accordance with the provisions of Point a Of this Article (kWh).
In cases where the dispatch order is not given in trading period i, Qdd shall be calculated using the formula:
Where:
Qddi: Mobilized output quantity under the dispatch order of the generating set in trading period i (kWh);
: Capacity as the power system and market operating unit dispatch order to the generating set at the time (MW);
∆T: Duration of a trading period (minute).
d) Calculating the generation output quantity different from the dispatch order of the generating set following the below principles:
- Calculating the allowable difference using the following formula:
+ For the generating set with the installed capacity of less than 100 MW:
+ For the generating set with the installed capacity of 100 MW or more:
Where:
ε: The allowable difference for the generating set in each trading period (kWh);
Qddi: Mobilized output quantity under the dispatch order at the terminals of the generating set (kWh);
∆T: Duration of a trading period (minute).
- Calculating the generation output quantity different from the dispatch order in a trading period of the generating set using the following formula:
+ In cases where ∆Qi ≤ ε: Qdui = 0
+ In cases where ∆Qi > ε: Qdui = ∆Qi x kqd
Where:
Qdui: Generation output quantity different from the dispatch order in trading period i of the generating set (kWh);
∆Qi: Generation output quantity different from the mobilized output quantity under the dispatch order in trading period i (kWh);
kqd: Conversion coefficient for the output quantity at the terminals of the generating set to the metering points.
- Calculating the generation output quantity different from the dispatch order in a trading period of a power plant using the following formula:
Where:
Qdui: Generation output quantity different from the dispatch order in trading period i of the power plant (kWh);
Qdui,g: Generation output quantity different from the dispatch order in trading period i of generating set g of the power plant (kWh);
G: Total generating sets of the power plant.
dd) In cases where a thermal power generating set is in the process of startup or shutdown (not breakdown), the generation output quantity different from the dispatch order in this period shall not be taken into accounts. In cases where one generating set has technical restrictions affecting the generation capacity of other generating set of the power plant, the generation output quantity different from the dispatch order of the affected generating sets shall not be taken into accounts;
e) Meters at the terminals of the generating set and meters installed at the self-employed metering points of the generating set (if any) shall be prioritized in determining the actual generation output quantity at the terminals of the generating set in order to compare with the compliance with the dispatch order of the dispatch order management system.
3. Output quantity settled at the quotation for the thermal power plant providing the quotation higher than the price ceiling of the electricity market in a trading period shall be calculated as follows:
a) Determining the generating set providing the quotation higher than the price ceiling of the electricity market scheduled for SMP calculation in trading period i and the metering points of such generating set;
b) Calculating the output quantity settled at the quotation at each metering point specified at Point a of this Article using the following formula:
In cases where
|
|
In cases where
|
|
In cases where |
Where:
i: Trading period i;
j: Metering point j of the thermal power plant, specified at Point a of this Article;
: Output quantity settled at the quotation at the metering point j in trading period i (kWh);
Qmq: Metered output quantity at the metering point j in trading period i (kWh);
Qbb: Output quantity corresponding to the capacity with the quotation lower than or equal to the price ceiling of the electricity market in trading period i of the generating set connected to metering point j and converted at such metering point (kWh);
Qgb: Output quantity corresponding to the capacity with the quotation lower than or equal to the price ceiling of the electricity market and scheduled for SMP calculation in trading period i of the generating set connected to metering point j and converted at such metering point (kWh);
Qdu: Generation output quantity different from the mobilized output quantity under the dispatch order of the generating set connected to metering point j and converted at such metering point (kWh).
c) Calculating output quantity settled at the quotation for a power plant using the following formula:
Where:
j: Metering point j of the thermal power plant, specified at Point a Of this Article;
J: Total number of metering points of the power plant with the generating set providing the quotation higher than the price ceiling of the electricity market and scheduled for SMP calculation;
Qbpi: Output quantity settled at the quotation of the power plant in trading period i (kWh);
Qbp: Output quantity settled at the quotation at metering point j in trading period i (kWh).
4. Increased generation output quantity of power plant in a trading period shall be calculated in the following order:
a) Calculating the increased generation output quantity in the trading period at the terminals of the generating set using the following formula:
In cases where Qdu > 0:
In cases where Qdu ≤ 0:
Where:
: Metered quantity for payment of the generating set, in trading period i, converted at the terminals of the generating set (kWh);
: Generation output quantity different from the mobilized output quantity under the dispatch order of the generating set converted at the terminals of the generating set (kWh);
: Output quantity corresponding to the capacity of the generating set, listed in the SMP calculation schedule in trading period i (kWh);
: Output quantity corresponding to the dispatching capacity of the generating set in a trading period shall be calculated using the following formula:
Where:
J: Number of changes of the dispatch order due to constraints in trading period i;
: The time j in trading period i when the power system and market operating unit gives the dispatch order of changing the capacity of the generating set due to constraints (minute). In cases where at this time, the capacity of the generating set is lower than the capacity listed in the SMP calculation schedule in trading period (), shall be determined as the time when the generating set reaches the capacity ;
: The time when the generating set reaches the capacity as the power system and market operating unit gives the dispatch order at the time (minute). In cases where at this time, the capacity of the generating set is lower than the capacity of the generating set listed in the SMP calculation schedule in trading period i (), shall be determined as the time when the generating set reaches the capacity;
∆T: Duration of a trading period (minute);
: Capacity as the power system and market operating unit gives the dispatch order to the generating set at the time . In cases where such capacity is lower than the capacity listed in the SMP calculation schedule in trading period (), such capacity shall be equal to the capacity (MW);
: Capacity reached by the generating set at the time (MW);
: The period from the time of the dispatch order and capacity to the times when the generating set reaches the capacity, calculated as follows:
a: Load increase and decrease speed of the generating set registered in scheduling quotation (MW/minute).
For the cases where the generating set provide frequency control service in a trading period through the AGC system, or in cases where data on the power under the dispatch order of the power system and market operating unit cannot be determined, such output quantity shall be equal to the metered output quantity of the generating set in the trading period converted at the terminals of the generating set.
In cases where the thermal power generating set in is in the process of startup or shutdown (not breakdown), the increased generation output quantity of such generating set in the trading period is equal to 0.
c) Calculating the increased generation output quantity of a power plant in trading period i using the following formula:
Where:
: Total increased generation output quantity of the power plant in trading period i converted at the metering points (kWh);
g: Generating set with increase output quantity of the power plant in trading period i;
G: Total generating sets with increase output quantity of the power plant in trading period i;
k: Conversion coefficient for the output quantity at the terminals of the generating set to the metering points;
: Increased generation output quantity of the generating set in trading period i at the terminals of the generating set, calculated in accordance with the provisions of Point a of this Article (kWh).
5. Output quantity settled at the SMP of a power plant in trading period i shall be calculated using the following formula:
In cases where the generation output quantity different from the mobilized output quantity under the positive dispatch order (Qdui > 0):
Qsmpi = Qmqi - Qbpi - Qconi - Qdui
In cases where the generation output quantity different from the mobilized output quantity under the negative dispatch order (Qdui < 0):
Qsmpi = Qmqi - Qbpi - Qconi
Where:
Qsmpi: Output quantity settled at the SMP of the power plant in trading period i (kWh);
Qmqi: Metered output quantity of the power plant in trading period i (kWh);
Qbpi: Power quantity settled at the quotation in trading period i for the thermal power plant providing the quotation higher than the price ceiling of the electricity market (kWh);
Qconi: Increased generation output quantity of the power plant in trading period i (kWh);
Qdui: Generation output quantity different from the mobilized output quantity under the dispatch order in trading period i (kWh).
Article 87. Adjusting power output quantity of power plants for the settlement in the electricity market
1. The power output quantity for market settlement shall be adjusted in the following cases:
a) In cases where in the trading period i the metered power output quantity of a power plant is less than or equal to the contractual power output quantity in the same trading period (Qmqi ≤ );
b) In cases where in the trading period i the metered power output quantity of a power plant is greater than the contractual power output quantity in the trading period of the power plant (Qmqi > ) and at the same time, the power output quantity settled at the SMP of the power plant is less than the contractual output quantity in the same trading period (Qsmpi < ).
2. The power system and market operating unit shall be responsible for considering and adjusting components of the power output quantity for market settlement in the trading periods specified in Clause 1, Article 86 of this Circular based on the following output quantity components:
a) The contractual power output quantity in the trading period of the power plant () which is determined in accordance with provisions in Article 38 of this Circular;
b) The power output quantity settled at the SMP (Qsmpi) of the power plant in the trading period i which is determined in accordance with provisions in Clause 5, Article 86 of this Circular;
c) The metered power output quantity of the power plant in the trading period i (Qmqi).
3. Adjustment principles:
a) In cases specified at Point a, Clause 1 of this Article, the incrementally generated power output quantity (Qconi) and the power output quantity settled at the offered price for power plants having their offered price higher than the market price ceiling (Qbpi) shall be adjusted in this trading period to 0 (zero) (Qconi = 0; Qbpi = 0);
b) In cases specified at Point b, Clause 1 of this Article, the power output quantity the settlement in the electricity market shall be adjusted in accordance with the principle of ensuring that there would be no change of the metered power output quantity in this trading period and in accordance with the regulations in the Process of mobilization schedule of generating sets and real time operation issued by the Electricity Regulatory Authority.
Article 88. Settlement for market electrical power
1. The power system and market operating unit shall be responsible for calculating the total amount of settlement of market power of a power plant in a settlement period by the following formula:
Rg = Rsmp + Rbp + Rcon + Rdu
Where:
Rg: The total amount of settlement of market power in a settlement period (VND);
Rsmp: The amount of settlement for the output quantity settled at the SMP in a settlement period (VND);
Rbp: The amount of settlement for the power output quantity settled at the offered price for power plants having their offered price higher than the market price ceiling in a settlement period (VND);
Rcon: The amount of settlement for the incrementally generated power output quantity in a settlement period (VND);
Rdu: The amount of settlement for the difference in the power output quantity compared with the output quantity mobilized by the dispatch order in a settlement period (VND).
2. The amount of settlement for the output quantity settled at the SMP of the power plants in a settlement period shall be determined in the order as follows:
a) Calculation for each trading period i by the following formula:
Rsmpi = Qsmpi x SMPi
Where:
Rsmpi: The amount of settlement for the output settled at the SMP of the power plant of the trading period i in a settlement period (VND);
SMPi: The price of market power of the trading period i in a settlement period (VND/kWh);
Qsmpi: The power output quantity settled at the SMP of the trading period i in a settlement period (kWh).
b) Calculation for the settlement period by the following formula:
Where:
Rsmp: The amount of settlement for the output settled at the SMP of the power plant in a settlement period (VND);
i: Trading period i in a settlement period;
I: The total number of trading periods in a settlement period;
Rsmpi: The amount of settlement for the output settled at the SMP of the power plant of the trading period i (VND);
3. The amount of settlement for the power output quantity settled at the offered price for power plants having their offered price higher than the market price ceiling in a settlement period shall be determined in the order as follows:
a) Calculation for each trading period by the following formula:
Where:
Rbpi: The amount of settlement for the power output quantity having their offered price higher than the price ceiling of the power plant in the trading period i (VND);
j: The jth price band in the quotation of generating sets of the thermal power plant having their offered price higher than the market price ceiling and being arranged in the schedule of market power price calculation;
J: The total price bands in the quotation of the thermal power plant having their offered price higher than the market price ceiling;
Pb: The offered price corresponding to the price band j in the quotation of generating sets of the thermal power plant g in the trading period i (VND/kWh);
Pb: The highest offered price in the price bands arranged in the schedule of market power price calculation of the thermal power plant in the trading period i (VND/kWh);
Qbp: The power output quantity settled at the price Pb in the quotation of the thermal power plant mobilized in the trading period i and converted at the metering point (kWh);
Qbpi: The power output quantity having their offered price higher than the market price ceiling of the thermal power plant in the trading period i and converted at the metering point (kWh).
b) Calculation for the settlement period by the following formula:
Where:
Rbp: The amount of settlement for the power quantity having their offered price higher than the market price ceiling of the power plant in a settlement period (VND);
i: The trading period i in which the power plant is mobilized at the offered price higher than the market price ceiling;
I: The total number of trading periods in which the power plant mobilized at the offered price higher than the market price ceiling;
Rbpi: The amount of settlement for the power quantity having their offered price higher than the market price ceiling of the power plant in the trading period i (VND).
4. The amount of settlement for the incrementally generated power output quantity of the power plant in a trading period shall be determined in the order as follows:
a) Calculation for each trading period by the following formula:
Where:
Rconi: The amount of settlement for the incrementally generated power output quantity in the trading period i (VND);
g: Generating sets with increased generation of the power plant in the trading period i;
G: The total number of generating sets with increased generation of the power plant in the trading period i;
Qcon: The incrementally generated power output quantity of generating sets g in the trading period i converted at the metering point, (kWh);
Pcon: The highest offered price corresponding to the capacity band with increased generation of generating set g in the trading period i (VND/kWh). For hydropower plants, if such offered price is higher than the market price ceiling of the electricity market, the price ceiling of the electricity market shall be taken.
b) Calculation for the settlement period by the following formula:
Where:
Rcon: The amount of settlement for the incrementally generated power output quantity in a settlement period (VND);
i: The trading period ith of a settlement period in which the power plant must have additional generation in accordance with the dispatch order;
I: The total number of trading periods of a settlement period in which the power plant must have additional generation in accordance with the dispatch order;
Rconi: The amount of settlement for the incrementally generated power output quantity in the trading period i (VND).
5. In cases where a hydropower plant is mobilized for generation due to constrained conditions with their offered price higher than the market price ceiling or their capacity is mobilized with the price band higher than the market price ceiling, the plant shall be settled for the corresponding generated power output in this period at the market price ceiling.
6. The amount of settlement for the difference in the power output quantity compared with the output quantity mobilized by the dispatch order of the power plant in a trading period (VND).
a) Calculation for each trading period by the following formula:
- In cases where the generated power output quantity increases compared with the dispatch order:
Where:
Rdui: The amount of settlement for the difference in the power output quantity compared with the dispatch order in trading period i (VND);
g: Generating sets with increased generation compared with the dispatch order of the power plant in the trading period i;
G: The total number of generating sets with increased generation compared with the dispatch order of the power plant in the trading period i;
Qdu: The incrementally generated power output quantity compared with the dispatch order of generating sets g in the trading period i (kWh);
Pbmini: The lowest offered price of all generating sets in the trading period i (VND/kWh)
- In cases where the generated power output quantity decreases compared with the dispatch order:
Where:
Rdui: The amount of settlement for the difference in the power output quantity compared with the dispatch order in the trading period i (VND);
g: Generating sets with decreased generation compared with the dispatch order of the power plant in the trading period i;
G: The total number of generating sets with decreased generation compared with the dispatch order of the power plant in trading period i;
Qdu: The decrementally generated power output compared with the dispatch order of generating sets g in the trading period i (kWh);
SMPi: The market power price in the trading period i (VND/kWh);
Pbpi,max: The power price of the most expensive generating set settled in the trading period i (VND/kWh).
b) Calculation for the settlement period by the following formula:
Where:
Rdu: The amount of settlement for the difference in the power output quantity compared with the output quantity mobilized by the dispatch order in a settlement period (VND);
i: The ith trading period of the settlement period in which the thermal power plant has generated with different amount compared with the dispatch order;
I: The total number of trading periods of the settlement period in which the thermal power plant has generated with different amount compared with the dispatch order;
Rdu(i): The amount of settlement for the difference in the power output quantity compared with the output quantity mobilized by the dispatch order in the trading period i (VND).
Article 89. The amount of settlement at the CAN
The power system and market operating unit shall be responsible for calculating the amount of settlement for the market capacity for the power plant in a settlement period in the order as follows:
1. Calculation for each trading period by the following formula:
Rcan (i) = CAN (i) x Qmq (i)
Where:
Rcan(i): The amount of settlement for the capacity for the power plant in the trading period i (VND);
CAN(i): The CAN in the trading period i (VND/kWh);
Qmq(i): The metered power output quantity of the power plant in the trading period i (kWh).
2. Calculation for settlement period by the following formula:
Where:
Rcan: The amount of settlement for the capacity for the power plant in the settlement period (VND);
i: The ith trading period in the settlement period;
I: The total number of trading periods in the settlement period;
Rcani: The amount of settlement for the power plant in the trading period i (VND).
Article 90. The amount of settlement for difference in power purchase agreement
Based on the market power price and CAN which are published by the power system and market operating unit, the generating unit shall be responsible for calculating the settlement in accordance with the power purchase agreement and sending to the electricity buyer in accordance with provisions in Article 104 of this Circular in the settlement period in the order as follows:
1. Calculation for each trading period by the following formula:
Rc (i) = [Pc - FMP(i)] xQc(i)
Where:
Rc(i): The amount of settlement for difference in the trading period i (VND);
Qc(i): The contractual output quantity in the trading period i (kWh);
Pc: The price of electricity under the power purchase agreement (VND/kWh);
FMP(i): The full market price for generating units in the trading period i (VND/kWh).
2. Calculation for settlement period by the following formula:
Where:
Rc: The amount of settlement for difference in the settlement period (VND);
i: The ith trading period of the settlement period;
I: The total number of trading periods of the settlement period;
Rc(i): The amount of settlement for difference in the trading period i (VND).
Section 2. SETTLEMENT OF ELECTRICAL POWER APPLICABLE TO ELECTRICITY BUYERS
Article 91. Calculation for the expense to purchase electricity at the spot electricity market price of electricity wholesale buyers in a trading period
1. The upstream-delivered output quantity of the electricity wholesale buyer l in the trading period i shall be determined in accordance with provisions in Clause 2, Article 76 of this Circular.
2. The power output quantity purchased at the market price of the electricity wholesale buyers in a trading period shall be determined as follows:
a) The power system and market operating unit shall be responsible for calculating and announcing the purchasing rate from the spot electricity market of the corresponding electricity wholesale buyers of the power plants having the power purchase agreement with the Viet Nam Electricity and such purchasing rate shall be allocated to the electricity wholesale buyers as follows:
Where:
Xl: The proportion of electrical power purchased from the spot electricity market of the electricity wholesale buyer l from the appointed power plants;
Qc(g,M): The contractual output quantity in the month M of the power plant g which is calculated in accordance with provisions in Article 27 of this Circular (kWh);
Qptdk(l,M): The expected upstream-delivered power output quantity in the month M provided by the electricity wholesale buyer l for the preparation of the operational plan of the year ahead (kWh);
G: The total number of power plants having power purchase agreements with the Viet Nam Electricity and being allocated to the electricity wholesale buyers;
L: The total number of electricity wholesale buyers.
b) The power output quantity purchased at the market price from the appointed power plants of the electricity wholesale buyers in the trading period i shall be determined by the following formula:
Qm1(l,i) = X1 x Q(l,i)
Where:
Qm1(l,i): The power output quantity purchased at the market price from appointed power plants of the electricity wholesale buyer l in the trading period i (kWh);
Xl: The proportion of electrical power purchases at the spot electricity market price of the electricity wholesale buyer l from appointed power plants which is calculated and announced by the power system and market operating unit in accordance with provisions at Point a of this Clause;
Q(l,i): The upstream-delivered power output quantity of the electricity wholesale buyer l in the trading period i, which is determined in accordance with provisions in Clause 1 of this Article (kWh).
c) The power output quantity purchased at the market price of the electricity wholesale buyer l in the trading period i from the power plant g directly signing the power purchase agreement shall be determined by the following formula:
Qm2(l,g,i) = X2(g,i) x Q(l,i)
Where:
Qm2(l,g,i): The power output quantity purchased at the market price of the electricity wholesale buyer l in the trading period i from the power plants g directly signing the power purchase agreement (kWh);
Q(l,i): The upstream-delivered output quantity of the electricity wholesale buyer l in the trading period i, which is determined in accordance with provisions in Clause 1 of this Article (kWh);
X2(g,i): The proportion of power output quantity shall be calculated by the following formula:
Where:
Qmq(g,i): The power output quantity delivered at the delivery point in the trading period i directly participating in the electricity market of the power plant g which signs the power purchase agreement directly with the electricity wholesale buyer (kWh);
Q(l,i): The upstream-delivered power output quantity of the electricity wholesale buyer l in the trading period i, which is determined in accordance with provisions in Clause 1 of this Article (kWh);
L: The total number of electricity wholesale buyers;
k(i): The conversion coefficient based on the electrical power losses in the trading period i, which is determined in accordance with provisions in Clause 1 of Article 82 of this Circular.
d) The total power output quantity purchased from the spot electricity market of the electricity wholesale buyer in a trading period shall be determined by the following formula:
Where:
Qm(l,i): The total power output quantity purchased from the spot electricity market of the electricity wholesale buyer l in the trading period i (kWh);
Qm1(1,i): Th power output quantity purchased at the market price from appointed power plants of the electricity wholesale buyer l in the trading period i (kWh);
Qm2(1,g,i): The power output quantity purchased at the market price of the electricity wholesale buyer l in the trading period i from the power plants g directly signing the contract (kWh);
G: The total number of power plants signing the power purchase agreement with the electricity wholesale buyer.
3. Calculation for the cost of electric power purchased at the spot electricity market price of the electricity wholesale buyer in the trading period i shall be determined as follows:
a) The cost of electric power purchased at the spot electricity market price of the electricity wholesale buyer in the trading period i from appointed power plants shall be determined by the following formula:
Cm1(l,i) = CFMP(i) x Qm1(l,i)
Where:
Cm1(l,i): The cost of electric power purchased at the spot electricity market price of the electricity wholesale buyer in the trading period i from contract appointed the power plants (VND);
CFMP(i): The FMP applicable to the electricity wholesale buyer in the trading period i (VND/kWh);
Qm1(l,i): The power output quantity purchased at the market price of the electricity wholesale buyer l in the trading period i from the power plants appointed contract which is calculated in accordance with provisions at Point b, Clause 2 of this Article (kWh).
b) The cost of electric power purchased at the spot electricity market price of the electricity wholesale buyer in the trading period i from the power plant g which has the power purchase agreement with the electricity wholesale buyer shall be determined by the following formula:
Cm2(l,g,i) = CFMP(i) x Qm2(l,g,i)
Where:
g: The power plants having the power purchase agreement with the electricity wholesale buyer;
Cm2(l,g,i): The cost of electric power purchased at the spot electricity market price of the electricity wholesale buyer in the trading period i for the power plant g (VND);
CFMP(i): The FMP applicable to the electricity wholesale buyer in the trading period i (VND/kWh);
Qm2(l,g,i): The power output quantity purchased at the market price of the electricity wholesale buyer l in the trading period i from the power plant g which is calculated in accordance with provisions at Point c, Clause 2 of this Article (kWh).
c) The total expense for purchasing electricity from the spot electricity market of the electricity wholesale buyer in a trading period shall be determined by the following formula:
Where:
Cm(l,i): The total expense for purchasing electricity from the spot electricity market of the electricity wholesale buyer l in the trading period i (VND);
Cm1(l,i): The expense for purchasing electricity from the spot electricity market of the electricity wholesale buyer in the trading period i from appointed power plants (VND);
g: The power plant having the power purchase agreement with the electricity wholesale buyer;
G: The total number of power plants having the power purchase agreement with the electricity wholesale buyer;
Cm2(l,g,i): The expense for purchasing electricity from the spot electricity market of the electricity wholesale buyer in the trading period i from the power plant g (VND).
Article 92. Calculation for the expense to purchase electricity in the spot electricity market of electricity wholesale buyers in a trading period
The expense for purchasing electricity in the spot electricity market of the electricity wholesale buyer in a settlement period shall be determined as follows:
1. The expense for purchasing electricity in the spot electricity market of the electricity wholesale buyer l in the settlement period M from the appointed power plants shall be determined by the following formula:
Where:
i: The ith trading period in the settlement period;
I: The total number of trading periods of the settlement period;
TCm1(l,M): The expense for purchasing electricity in the spot electricity market of the electricity wholesale buyer l in the settlement period M from the appointed power plants (VND);
Cm1(l,i): The expense for purchasing electricity in the spot electricity market of the electricity wholesale buyer l in the trading period i from the appointed power plants, which is specified at Point a, Clause 3, Article 91 of this Circular (VND).
2. The expense for purchasing electricity in the spot electricity market of the electricity wholesale buyer in the settlement period for the power plant g which has the power purchase agreement with the electricity wholesale buyer shall be determined by the following formula:
Where:
i: The ith trading period in the settlement period;
I: The total number of trading periods of the settlement period;
g: The power plant having the power purchase agreement with the electricity wholesale buyer;
TCm2(l,g,M): The expense for purchasing electricity in the spot electricity market of the electricity wholesale buyer l in the settlement period M from the power plant g which has the power purchase agreement with the electricity wholesale buyer (VND);
Cm2 (l,g,i): The total expense for purchasing electricity in the spot electricity market of the electricity wholesale buyer l in the trading period i from the power plant g which has the power purchase agreement with the electricity wholesale buyer (VND);
UpliftM(g): The variable share of the spot electricity market price applicable to the electricity wholesale buyer of the power plant g in the settlement period M which is calculated by the power system and market operating unit on the basis of the data provided by the generating unit after the month of operation according to the following formula:
Where:
g: The power plant having the power purchase agreement with the electricity wholesale buyer;
i: The trading period ith in the settlement period;
I: The total number of trading periods of the settlement period;
L: The total number of electricity wholesale buyers;
Rg(M): The total amount of settlement for the market power in the settlement period M of the power plant g according to the monthly electricity market settlement statement issued by the power system and market operating unit which is determined in accordance with provisions in Article 88 of this Circular (VND);
(M): The total revenue determined at the CAN in the settlement period M of the power plant g according to the monthly electricity market settlement statement issued by the power system and market operating unit which is determined in accordance with provisions in Article 89 in this Circular (VND);
Cm2(l,g,i): The total expense for purchasing electricity in the spot electricity market of the electricity wholesale buyer l in the trading period i from the power plant g which is specified at Point b, Clause 3, Article 91 of this Circular (VND);
Q(l, M): The total power output quantity metered upstream of the electricity wholesale buyer l in settlement period M (kWh);
Qm2(l,g,i): The power output quantity purchased at the market price of the electricity wholesale buyer l in the trading period i from the power plant g, which is determined in accordance with provisions at Point c, Clause 2, Article 91 of this Circular (kWh).
3. The total expense for purchasing electricity of the electricity wholesale buyer in the spot electricity market in a settlement period shall be determined by the following formula:
Where:
TC(l,M): The total expense for purchasing electricity of the electricity wholesale buyer in the spot electricity market in the settlement period M (VND);
TCm1(l,M): The expense for purchasing electricity in the spot electricity market of the electricity wholesale buyer l in the settlement period M from the appointed power plants, which is determined in Clause 1 of this Article (VND);
g: The power plant having the power purchase agreement with the electricity wholesale buyer;
G: The total number of power plants having the power purchase agreement with the electricity wholesale buyer;
TCm2(l,g,M): The expense for purchasing electricity in the spot electricity market of the electricity wholesale buyer l in the settlement period M from the power plant g which is determined in Clause 2 of this Article (VND).
Article 93. Calculation for the difference in the settlement amount in accordance with the power purchase agreement of the electricity wholesale buyers
The electricity buyers shall be responsible for calculating the difference in the settlement amount in accordance with the power purchase agreement in a settlement period in the order as follows:
1. Calculation for each trading period by the following formula:
Rc (i) = [Pc - FMP(i)] x Qc (i)
Where:
Rc(i): The difference in the settlement amount in the trading period i (VND);
Qc(i): The contractual output quantity in the trading period i (kWh);
Pc: The power purchase agreement price (VND/kWh);
FMPi: The full market price for generating units in the trading period i (VND/kWh).
2. Calculation for the settlement period by the following formula:
Where:
: The difference in the settlement amount in the settlement period M (VND);
i: The ith trading period in the settlement period;
I: The total number of trading periods of the settlement period;
Rc(i): The difference in the settlement amount in the trading period i (VND).
Section 3. SETTLEMENT FOR AUXILIARY SERVICES AND OTHER SETTLEMENTS
Article 94. Settlement for frequency control reserve services
The power system and market operating unit shall be responsible for calculating the amount of settlement for generating units providing frequency control reserve services, including:
1. For the metered power output quantity of the power plants providing frequency control services in trading periods: Calculation for settlement shall be made in accordance with provisions in Article 88 and Article 89 of this Circular.
2. The amount of settlement based on the CAN for the output quantity corresponding with the capacity used for frequency control services, to be specific:
Rđt(i) = CAN(i) x Qđt(i)
Where:
Rđt(i): The amount of settlement based on the CAN for the output quantity corresponding with the capacity used for frequency control services in the trading period i (VND);
CAN(i): The Capacity Add-on Price applied for generating units in the trading period i (kWh);
Qđt(i): The output quantity corresponding with the capacity used for frequency control services of generating sets in the trading period i, converted at the metering point (kWh) and shall be determined by the following formula:
Qđt = Min {[Qcb - Qmq], Qđtcb}
Qđtcb: The output quantity corresponding with the capacity used for frequency control reserve services, which is announced for the day ahead, of generating sets, converted at the metering point in the trading period i (kWh);
Qcb: The output quantity corresponding with the capacity of generating sets announced in the schedule-setting quotation of generating sets, converted at the metering point in the trading period i (kWh);
Qmq: The metered power output quantity of the power plant in the trading period i (kWh).
Article 95. Settlement for quick start reserve services, must-run operation services to ensure the power system security, voltage regulation and black start services
Units providing quick start reserve services, must-run operation services to ensure the power system security, voltage regulation and black start services shall be settled under the auxiliary service supply contracts using the form issued by the Ministry of Industry and Trade.
Article 96. Settlement for hydropower plants with reservoirs having regulation capability of less than 02 days
Settlements for hydropower plants with reservoirs having regulation capability of less than 02 days which directly conduct transactions in electricity market shall be calculated as follows:
1. Settlements made at the electricity market price: shall be implemented in accordance with provisions in Section 1 of this Chapter.
2. The amount of settlement for power purchase contracts of difference (CfD)
a) The contractual sale-and-purchase power output quantity in a trading period of a power plant shall be calculated by the following formula:
Qc(i) = Qhc(i) x α
Where:
Qc(i): The contractual output quantity of the power plant in a trading period i (kWh);
α: The proportion of power output quantity settled at the contractual price for the hydropower plant having water-controlling reservoirs with regulation capability of less than 02 days, prescribed by the Electricity Regulatory Authority.
Qhc(i): The power output quantity adjusted in the trading period i (kWh) shall be determined as follows:
- In cases where Qdu(i)> 0, Qhc(i) = Qm(i) - Qdu(i);
- In cases where Qdu(i) ≤ 0, Qhc(i) = Qm(i).
Qm(i): The power output quantity at the metering point in the trading period i (kWh);
Qdu(i): The power output quantity generated for difference compared with the dispatch order in the trading period i (kWh).
b) The amount of settlement made in accordance with the power purchase agreement of power plants shall be calculated based on the contractual output quantity which is prescribed at Point a of this Clause and the formula specified in Article 90 of this Circular.
Article 97. Other settlements for power plants signing agreements with the Viet Nam Electricity
1. In cases where the monthly metered power output quantity provided by the metered data managing unit in accordance with provisions in Clause 2, Article 76 of this Circular has difference compared to the total metered electrical power of all days in such month, provided by the metered data managing unit in accordance with provisions in Clause 1, Article 76 of this Circular, the amount electrical power of difference shall be settled in accordance with provisions in the power purchase agreement signed between the Viet Nam Electricity and such generating unit.
2. The thermoelectric generating sets which are forced to stop operating as prescribed at Point dd, Clause 3, Article 60 of this Circular or which must stop 01 boiler to reduce the capacity in accordance with provisions at Point b, Clause 3, Article 60 of this Circular shall be settled for the starting cost in accordance with the power purchase agreement signed between the Viet Nam Electricity and such generating unit. The power system and market operating unit shall be responsible for confirming such events for the generating sets announced by the generating unit as a basis for the electricity buyer to settle the starting cost.
3. In cases of the plants have generating sets for experimental electricity generation, the whole power plants must be separated from the electricity market during the experimental period. All the plant’s generation output quantity to the electricity gridline during the experimental period shall be settled in accordance with the power purchase agreement with the Viet Nam Electricity corresponding to the generating sets configuration and the fuel used.
4. In cases where the generating sets have an approved plan for termination of operation but still have to generate their capacity at the request of the power system and market operating unit to ensure the security of electricity system, such power plant shall be separated totally from the electricity market during the time of capacity generation at the request of the power system and market operating unit. All the generation output quantity to the electricity gridline during such period of time shall be settled in accordance with the power purchase agreement with the Viet Nam Electricity.
5. In cases where the power plants with generating sets separated from electricity gridline for independent generation at the request of the power system and market operating unit, the total power output quantity of such plants in relevant trading periods shall be settled in accordance with the power purchase agreement with the Viet Nam Electricity.
6. In cases where the power plants with generating sets separated from the national electricity system and connected to the power grid purchased from a foreign country, based on the results of calculation for power system operation in the year ahead of the power system and market operating unit, the participation in the electricity market in the year ahead and the settlement for such power plants shall be prescribed as follows:
a) Hydropower plants with reservoirs which have their regulation capability of less than 02 days and have the plan to connect to the power grid purchased from a foreign country, the whole power plants shall be separated to participate indirectly in the electricity market in the year ahead. All the generation output quantity of such power plants in the year ahead shall be settled at the price prescribed in the power purchase agreement signed with the Viet Nam Electricity;
b) Except for cases specified at Point a of this Clause, in cases where in the operational year, the power plants have generating sets connected to the power grid purchased from a foreign country, all the generation output quantity of such power plants in the trading days when the generating sets are periodically connected to the power grid purchased from a foreign country shall be settled at the price prescribed in the power purchase agreement signed with the Viet Nam Electricity.
7. In cases where the hydroelectric generating sets must generate their capacity greater than the announced capacity in the schedule-setting quotation of at the request of the power system and market operating unit for electricity system security reasons, the total generation output quantity of such power plants to the electricity gridline during such period of time shall be settled in the power purchase agreement signed with the Viet Nam Electricity.
8. In cases where the power plants have generating sets participating in testing the AGC system at the request of the power system and market operating unit, the whole power plants shall be separated from the electricity market, all the generation output quantity of such plants to the electricity gridline during testing periods shall be settled in accordance with the power purchase agreement signed with the Viet Nam Electricity. Before December 1 of the year N-1, the power system and market operating unit shall be responsible for preparing and publishing a list of generating sets expected to participate in testing the AGC system in year N for the electricity market participants.
Article 98. Other settlements for power plants directly signing contracts with electricity wholesale buyers
1. Other settlements for power plants directly signing contracts with electricity wholesale buyers shall include:
a) The amount of difference in the output quantity between the monthly metered power output quantity provided by the metered data managing unit in accordance with provisions in Clause 2, Article 76 of this Circular and the total power output quantity in trading periods of the month provided by the metered data managing unit in accordance with provisions in Clause 1, Article 76 of this Circular – shall be settled in accordance with the power purchase agreement signed between the electricity wholesale buyers and generating units;
b) Thermal-electric generating sets that are forced to stop generating electricity in accordance with provisions at Point dd, Clause 3, Article 60 of this Circular or to stop 01 boiler to reduce the capacity in accordance with provisions at Point b, Clause 3, Article 60 of this Circular shall be settled for the starting cost in accordance with the power purchase agreement between the electricity wholesale buyers and generating units. The power system and market operating unit shall be responsible for confirming such events for the generating sets announced by the generating units as a basis for the electricity buyers to settle the starting cost;
c) In cases of the power plant has generating sets for experimental electricity generation, the whole power plant must be separated from the electricity market during the experimental period. All the plant’s generation output quantity to the electricity gridline during the experimental period shall be settled in accordance with the power purchase agreement with the electricity wholesale buyer corresponding to the generating sets configuration and the fuel used;
d) In cases where the power plants have generating sets participating in testing the AGC system at the request of the power system and market operating unit, the whole power plants shall be separated from the electricity market, all the generation output quantity of such plants to the electricity gridline during testing periods shall be settled in accordance with the power purchase agreement signed with the electricity wholesale buyers. Before December 01 of the year N-1, the power system and market operating unit shall be responsible for preparing and publishing a list of generating sets expected to participate in testing the AGC system in year N for the electricity market participants;
e) Taxes and fees involved in the settlement for power plants which have direct contracts with electricity wholesale buyers in the settlement period M (water resource tax, forest environment fee, environmental protection fee for industrial wastewater, land rent, other taxes and fees if any).
2. Other settlement amount specified in Clause 1 of this Article shall be allocated for electricity wholesale buyers in accordance with the proportion of power output quantity delivered in the settlement period, announced by the power system and market operating unit and shall be determined by the following formula:
Where:
L: The total number of electricity wholesale buyers;
Rkh(l,g,M): Other settlement amount allocated for the electricity wholesale buyer 1from the power plant g directly signing the power purchase agreement in the settlement period M which is agreed upon in the power purchase agreement signed by both sides (VND);
Rkh(g,M): The total amount of other settlement prescribed in Clause 1 of this Articles of the power plant g directly signing the power purchase agreement with the electricity wholesale buyer in the settlement period M (VND);
Q(l,M): The power output quantity delivered of the electricity wholesale buyer l in the settlement period M (kWh).
Article 99. Settlement for electricity market interference
In cases where there arise cases of electricity market interference as prescribed in Article 64 of this Circular, the electricity buyers shall be responsible for conducting settlement for the generating units that have direct contracts as agreed in the power purchase agreement. The power system and market operating unit shall be responsible for confirming relevant events so that the generating units have the basis to complete the settlement dossier and send such dossier to the electricity buyers.
Article 100. Settlement for electricity market suspension
During the time of suspending the electricity market, the electricity buyers shall be responsible for making settlement for the generating units that have direct contracts as agreed in the power purchase contracts. The power system and market operating unit shall be responsible for confirming relevant events so that the generating units have the basis to complete the settlement dossier and send such dossier to the electricity buyers.
Section 4.
ORDER AND PROCEDURES FOR SETTLEMENT
Article 101. Data for calculation and settlement on the electricity market
1. Before 9:00 of day D+2, the power system and market operating unit shall be responsible for aggregating and providing electricity buyers and generating units with data for the calculation and settlement for each power plant.
2. Before 16:00 of day D+2, the power system and market operating unit shall be responsible for aggregating and providing electricity buyers data for the calculation and settlement.
Article 102. Electricity market settlement statements for a trading day
1. Before 16:00 of day D+4, the power system and market operating unit shall be responsible for preparing and sending the generating units the preliminary electricity market settlement statement of the trading day D via the Electricity Market Website using the form prescribed in Appendix 3 to this Circular.
2. Before 16:00 of day D+5, the power system and market operating unit shall prepare and send the electricity buyers the spot electricity market settlement statement of the day D via the Electricity Market Website using the form prescribed in Appendix 3 to this Circular.
3. Before 12:00 of day D+6, the generating units directly conducting transactions and the electricity buyers shall be responsible for confirming the electricity market settlement statement in accordance with law provisions on the Electricity Market Website; and informing the power system and market operating unit any errors found in the preliminary electricity market settlement statement (if any).
4. Before 16:00 of day D+6, the power system and market operating unit shall be responsible preparing and sending the electricity buyers and generating units the complete electricity market settlement statement of the day D via the Electricity Market Website using the form prescribed in Appendix 3 to this Circular. The generating units shall be responsible for issuing daily settlement statements and keeping them in archives for settlement for the settlement period.
Article 103. Electricity market settlement statement for a settlement period
1. The power system and market operating unit shall be responsible for aggregating data for the settlement for trading days in the settlement period and verifying, comparing with the summary record of power output quantity provided by metered power data managing units.
2. Within 10 working days from the last trading day of the settlement period, the power system and market operating unit shall be responsible for announcing:
a) The record on concluding the difference in the output quantity between the total output quantity of each trading period and the fixed output quantity for the settlement period;
b) The total upstream-delivered power output quantity of each electricity wholesale buyer and the proportion of the upstream-delivered power output quantity of electricity wholesale buyers calculated in accordance with provisions in Clause 2, Article 98 of this Circular.
3. Within 13 working days from the last trading day of the settlement period, the power system and market operating unit shall be responsible for preparing and issuing an electricity market settlement statement of such settlement period for electricity buyers and generating units.
4. The electricity market settlement statement for a settlement period shall include the summary table using the form prescribed in Appendix 4 to this Circular and the written confirmation of the meter readings and power output quantity.
5. The method of confirming settlement statements and electricity market events: The generating units shall directly conduct transactions, the electricity buyers and the power system and market operating unit shall be responsible for using the digital signature for the verification and issuance of electricity market settlement statements and verification of electricity market events. In cases where there is a problem in the digital signature, the electricity buyers and the power system and market operating unit shall be responsible for confirming and issuing electricity market settlement statements and confirming electricity market events directly and reconfirming after the problem has been fixed.
Article 104. The settlement dossier
1. The generating units directly conducting transactions shall prepare and send electricity market settlement documents for the electricity buyers based on the electricity market settlement statement for the settlement period.
2. The generating units shall prepare and send contract settlement documents to the electricity buyers in accordance with provisions in the power purchase agreement signed between such electricity buyers and generating units.
3. The generating units directly conducting transactions shall prepare and send settlement invoices to the electricity buyers in accordance with provisions in the power purchase agreement. The settlement invoices shall include the amount of settlement for the electricity market and the amount of contract settlement in the settlement period.
Article 105. The settlement dossier for auxiliary services supply contracts
The generating units shall be responsible for preparing dossiers for the settlement of auxiliary services supply contracts in accordance with provisions in such auxiliary services supply contracts.
Article 106. Modification of invoices
1. In cases where there are any errors in the invoice, the generating units or electricity buyers shall have the right to request the handling in accordance with relevant law regulations within 01 month from the issuance date. The involved parties shall be responsible for coordinating to determine and agree upon the modified amount of settlement.
2. The generating units shall responsible for supplementing the modified amount of settlement to the invoices of the settlement period ahead.
Article 107. Settlement
1. The electricity buyers shall be responsible for conducting the settlement in accordance with the invoices of the generating units, the time duration for conducting the settlement shall be in accordance with provisions in the power purchase agreement signed by both sides.
2. The generating units and electricity buyers shall be responsible for agreeing upon the method of settlement in the electricity market in accordance with provisions prescribed in this Circular and other relevant law provisions.
3. On the 20th of each month, if the generating units have not received the electricity market settlement statement but the cause is not from the fault of the generating units, such generating units shall have the right to prepare and send a temporary dossier and settlement invoices based on the generated power output quantity and the price prescribed in the signed power purchase agreement. After the electricity market settlement statement is issued, the difference between the value of the temporary settlement and the value of settlement shall be offset in the next month.
4. In cases where the electricity buyers delay the settlement when the date of settlement is due, the interest shall be charged for the late power settlement amount at the interest rate agreed upon by the two sides in the signed power purchase agreement.
Article 108. Handling of settlement errors
In case of over-settlement or under- settlement compared to the invoices, the relevant units shall handle such errors in accordance with provisions in the signed power purchase agreement or the signed auxiliary service supply contract.
Article 109. Settlement for the power purchase agreement between the Viet Nam Electricity and electricity wholesale buyers
The settlement for the power purchase agreement between the Viet Nam Electricity and electricity wholesale buyers shall include:
1. The amount of settlement for the spot electricity market between the Viet Nam Electricity and electricity wholesale buyers for appointed power plants prescribed in Clause 1, Article 92 of this Circular.
2. The amount of settlement for the difference between the power purchase agreement between the Viet Nam Electricity with electricity wholesale buyers with appointed power plants that is calculated in accordance with provisions in Article 93 of this Circular.
3. The amount of settlement based on the wholesale electricity price of the Viet Nam Electricity for electricity wholesale buyers for the remaining upstream-delivered output quantity after subtracting the amount purchased from the spot electricity market of the electricity wholesale buyers.
4. Other amounts of settlement in accordance with provisions in the power purchase agreement.
Chapter IX
THE INFORMATION TECHNOLOGY SYSTEM FOR THE OPERATION OF THE ELECTRICITY MARKET
Article 110. Software for the operation of the electricity market
1. Software for the operation of the electricity market shall include:
a) Market simulation model;
b) Water value calculating model;
c) Software for mobilization and dispatching scheduling;
d) Software for calculation and payment;
dd) Other software for the operation of the electricity market.
2. The power system and market operating unit shall be responsible for developing and operating software for the operation of the electricity market.
Article 111. Requirements for software for the operation of the electricity market
1. Ensuring the accuracy, reliability, security and meeting the standards prescribed by the power system and market operating unit.
2. Having all technical instructions and operational procedures attached herewith.
Article 112. Development of software for the operation of the electricity market
1. The software for the operation of the electricity market must be developed to support the performance of calculations and transactions specified in this Circular and the operational procedures of the electricity market.
2. The power system and market operating unit shall be responsible for
a) Developing standards for the software for the operation of the electricity market;
b) Evaluating and examining the software’s capability of satisfying standards specified at Point a of this Clause before application;
c) Announcing the list, algorithms and procedures for the use of the software for the operation of the electricity market.
Article 113. Software auditing
1. The software for the electricity market shall be audited in the following cases:
a) Before the official operation of the electricity market;
b) Before putting the new software into use;
c) After adjusting or upgrading the software which affects the calculation;
d) Periodical audit.
2. The power system and market operating unit shall be responsible for recommending a qualified independent auditing unit to conduct the audit and report to the Electricity Regulatory Authority before the implementation.
3. The power system and market operating unit shall be responsible for announcing the audit results to the electricity market participants
Article 114. The structure of the electricity market information system
The electricity market information system shall consist of the following basic components:
1. The system of hardware and software for the management and exchange and protection of information about the electricity market.
2. The database and storage system.
3. The website portal for the electricity market, including both the intranet and the public website.
Article 115. The management and operation of the electricity market information system
1. The power system and market operating unit shall be responsible for managing and operating the electricity market information system.
2. The electricity market participants shall be responsible for investing in equipment within their scope of management to satisfy the technical requirements prescribed by the power system and market operating unit to ensure the connection with the electricity market information system.
3. The metered power data managing unit shall be responsible for developing, managing and operating the transmission network connected between the electricity market information system of the power system and market operating unit and the equipment of the electricity market participants.
4. The power system and market operating unit shall only operate or change the existing electricity market information system after completing the acceptance test and gaining the approval of the Electricity Regulatory Authority.
5. The power system and market operating unit shall be responsible equipping with backup equipment for the electricity market information system to ensure the collection, transmission and announcement of information on the electricity market in cases where the electricity market information system has problems or does not work.
6. The power system and market operating unit shall be responsible for developing and managing the information security system to ensure the safety and confidentiality of information on the electricity market.
Article 116. Provision and announcement of information on the electricity market
1. Generating units, electricity wholesale buyers, transmission network operators, electricity distributors and metered power data managing units shall be responsible for providing the power system and market operating unit with information and figures for planning the distribution of the contractual output quantity, forecasting the year-ahead load, planning the operation, scheduling the mobilization and calculating the settlement in accordance with provisions in this Circular via the website portal of the electricity market information system.
2. The power system and market operating unit shall be responsible for providing and announcing information, data and reports on the operation of the electricity market to the electricity market participants in accordance with provisions in this Circular via the website portal of the electricity market information system.
3. The extent of information access right shall be defined in accordance with the functions of units and shall be specified in the Procedure for the operational management of information technology system operating the electricity market issued by the Electricity Regulatory Authority.
4. The power system and market operating unit shall be responsible for publicly announcing on public websites the following information:
a) Information on the electricity market participants;
b) Data on the system load;
c) Statistical data of the market price;
d) Other information specified in the Procedure for the operational management of information technology system operating the electricity market and announcement of electricity market information issued by the Electricity Regulatory Authority.
Article 117. Responsibility for ensuring the accuracy of information on the electricity market
1. Members participating in electricity market must ensure the accuracy and sufficiency of the electricity market information at the time of providing such information.
2. In case of finding such information inaccurately and incompletely provided or announced, the electricity market participants shall be responsible for modifying and providing accurate information for the relevant units.
Article 118. Protection of information on the electricity market
1. The power system and market operating unit must not disclose information provided by the participants of the electricity market, including:
a) Information about power purchase agreements;
b) Quotation of the electricity generating units before the end of a trading day;
c) Other information beyond their competence.
2. The electricity market participants must not disclose information beyond their scope of competence to provide and announce information.
Article 119. Exemption cases from information protection
1. Providing information at the request of the Electricity Regulatory Authority or the competent agencies in accordance with law provisions.
2. The information which is summarized or analyzed on their own from information announced in the electricity market, not the one which is provided from other participants of electricity market at variance with Article 118 of this Circular.
Article 120. Storage of information on the electricity market information
The power system and market operating unit shall be responsible storing all activities of information exchange conducted via the electricity market information system. The time duration of storage of information shall be at least 05 years.
Chapter X
MONITORING THE OPERATION OF THE ELECTRICITY MARKET
Article 121. Responsibilities for monitoring the electricity market
1. The Electricity Regulatory Authority shall be responsible for performing regular and periodic monitoring of the operation of the electricity market through aggregating, evaluating the operation results based on data collected and actual examination at electricity market participants. The contents of monitoring the electricity market shall include:
a) The operation result of the electricity market;
b) Assessment on the compliance with regulations on the electricity market of electricity market participants.
2. Electricity market participants shall be responsible for coordinating with the Electricity Regulatory Authority in monitoring the electricity market; detecting and reporting to the Electricity Regulatory Authority on problems arising, acts with signs of violation during the operation of the electricity market.
Article 122. Announcement of information on the operation of the electricity market
The power system and market operating unit shall be responsible for periodically announcing information on the operation of the electricity market in accordance with the procedure for managing and operating the electricity market’s information system issued by the Electricity Regulatory Authority, to be specific:
1. Before 15:00 daily, publish the electricity market operation report of the day ago.
2. Before 16:00 every Tuesday, publish the electricity market operation report of the week ago.
3. Before the 20th of each month, publish the electricity market operation report of the month ago.
4. Before January 31 each year, publish the electricity market operation report of the year ago.
Article 123. Providing data for the monitoring of the operation of the electricity market
1. Providing data for the monitoring of the operation of the electricity market
a) The power system and market operating unit shall be responsible for providing the Electricity Regulatory Authority with information and data on the operation of the electricity market, including:
- Data and calculation results of the annual, monthly, weekly electricity market operation plans;
- Statistics, and operation results of the electricity market of the day ahead, the hour ahead, the real-time and calculations of settlement;
- Other necessary information and figures as required by the Electricity Regulatory Authority to monitor the electricity market.
b) Electricity market participants shall be responsible for providing information and figures related to the operation of such unit in the electricity market at the request of the Electricity Regulatory Authority to monitor the electricity market.
2. Methods of providing data
a) The power system and market operating unit shall be responsible for providing information for the Electricity Regulatory Authority by the following methods:
- Automatic online synchronization between the Electricity market database at the power system and market operating unit with the Electricity market monitoring database at the Electricity Regulatory Authority. The list of synchronized information and data on the electricity market shall be prescribed by the Electricity Regulatory Authority;
- In cases of not applying the method of data provision specified at Point a of this Clause, the power system and market operating unit shall prepare and send files containing data of the electricity market in accordance with the format, form and the schedule prescribed by the Electricity Regulatory Authority.
b) Electricity market participants shall provide information and data in written form or data files in accordance with the prescribed format at the request of the Electricity Regulatory Authority.
3. Data quality assurance
a) The power system and market operating unit shall be responsible for ensuring the quality of data provided to the Electricity Regulatory Authority including daily, weekly reports, and the contents of the electricity market database;
b) Electricity market participants shall be responsible for ensuring the quality of data provided to the Electricity Regulatory Authority for investigation and must obtain the written accuracy verification from the data provider.
Article 124. The reporting regime on the operation of the electricity market
1. Reports on the operation of the electricity market made on a monthly basis: Before the 20th of each month, the power system and market operating unit shall be responsible for submitting to the Electricity Regulatory Authority the report on the operation of the power system and the electricity market of the month ago using the form prescribed by the Electricity Regulatory Authority.
2. Reports on the operation of the electricity market made on an annual basis
a) Before March 01 of each year, the power system and market operating unit shall be responsible for submitting the Electricity Regulatory Authority reports on the operation of the power system and the electricity market of the year ago using the form prescribed by the Electricity Regulatory Authority.
b) Before March 01 of each year, generating units and electricity buyers shall be responsible for sending the Electricity Regulatory Authority reports on the participation in the electricity market of their unit of the year ago using the form prescribed by the Electricity Regulatory Authority.
3. Irregular reporting
a) Within 24 hours after the completion of the electricity market interference, the power system and market operating unit shall be responsible for reporting the Electricity Regulatory Authority on the electricity market interference;
b) The power system and market operating unit, generating units and electricity buyers shall be responsible for conducting irregular reports on the operation of the electricity market at the request of the Electricity Regulatory Authority.
Article 125. Audit of data and compliance on the electricity market
1. Periodical audit
Before March 31 of every year, the power system and market operating unit shall be responsible for implementing and completing the audit of data and compliance in the electricity market of the year ago. The annual auditing contents shall include:
a) Audit of data and calculation process of the power system and market operating unit in the electricity market;
b) Data for calculation process in electricity market;
c) Steps of calculation;
d) Result of calculation;
dd) Compliance of the power system and market operating unit with the procedures specified in this Circular.
2. Irregular audit
The Electricity Regulatory Authority shall have the power to request the power system and market operating unit to organize the implementation of irregular audit in accordance with the specific contents and scope of audit in the following cases:
a) When detecting unusual signs in the operation of the electricity market;
b) Upon written request by electricity market participants with clearly-stated contents and plausible reasons to request the irregular audit.
3. The power system and market operating unit shall be responsible for recommending a qualified independent auditing unit to carry out the auditing contents of the electricity market and submitting it to the Electricity Regulatory Authority for approval.
4. The electricity market participants must coordinate during the audit of the electricity market.
5. Audit expenses
a) The power system and market operating unit shall cover the audit expenses in cases of conducting audit specified in Clause 1 and Point a, Clause 2 of this Article;
b) The unit requesting audit shall cover the audit expenses in cases of conducting audit specified at Point b, Clause 2 of this Article.
6. Within 10 days from the date on which the audit report sent by the auditing unit is received, the power system and market operating unit shall be responsible for sending the audit report to the Electricity Regulatory Authority and relevant units.
Chapter XI
SETTLEMENT OF DISPUTES AND VIOLATIONS
Article 126. Settlement of disputes in the electricity market
Disputes arising in the electricity market shall be settled in accordance with the Regulation on order and procedure for the settlement of disputes in the electricity market issued by the Ministry of Industry and Trade.
Article 127. Detection and report of violations
1. Any acts of violation in the electricity market detected must be reported to the Electricity Regulatory Authority in writing.
2. The contents of the report on act of violations shall include:
a) Date of the report;
b) Name, address of the reporting organization or individual;
c) Name, address of organization or individual committing acts with violating signs;
d) Description of the acts with violating signs;
dd) Time and location of occurring the acts with violating signs;
e) Reasons for detecting the acts with violating signs (if any).
Article 128. Verification of acts of violations
1. Within 05 days from the date on which the case concerning an act with violating signs is received, the Electricity Regulatory Authority shall be responsible for handling the case. In case of not handling the case, the Electricity Regulatory Authority must send a written notification to the reporting organization or individual.
2. During handling the case, the Electricity Regulatory Authority shall be responsible for verifying the act with violating signs. During the verification process, the Electricity Regulatory Authority shall have the following powers:
a) Requiring the unit with violating signs and relevant units to provide information and documents which are needed for the verification;
b) Requiring the unit with violating signs to provide explanation;
c) Soliciting an expert assessment and gathering opinions from specialist or relevant agencies or units;
d) Convening the unit with violating signs and the units affected due to such violating act for opinions about the way to handle and remedy such violating act.
3. During the verification process, the Electricity Regulatory Authority shall be responsible for ensuring the confidentiality of the information and materials provided in accordance with the regulations on information security specified in this Circular and other law regulations related to the confidentiality of the information.
Article 129. Making records of administrative violation
1. Within 60 working days from the date of conducting verification, the Electricity Regulatory Authority shall be responsible for concluding the verification and making records of the administrative violation for the act of violating regulations on operating the electricity market. If the case involves several complicated details, the time duration for verification may be extended but must not exceed 30 working days from the expired date of verification.
2. Records of administrative violations shall be set up in accordance with regulations on imposing sanctions on administrative violations in the field of electricity.
3. If the result of the verification indicates that the reported act does not violate any regulations on operating the electricity market, the Electricity Regulatory Authority shall terminate its verification work and notify the reporting organization or individual as well as the organization or individual subject to the verification.
Article 130. Handlings of violations
1. The violating unit must be subject to one of the forms and degrees of sanction against each act of violation in accordance with regulations of the Government’s Decree No. 134/2013/ND-CP dated October 17, 2013 promulgating the sanction of administrative violations in the field of electricity, safety of hydroelectric dams, thrifty and effective use of energy (hereinafter referred to as the Decree No. 134/2013/ND-CP).
2. Apart from being subject to a sanction against the act of administrative violation in accordance with regulations of the Decree No. 134/2013/ND-CP, the generating unit that owns the power plant with acts of administrative violation in the field of electricity shall be subject to suspension of participation in the electricity market, to be specific:
a) Power plants shall be suspended from participating in the electricity market when committing one of the following acts of violation:
- Failing to provide information or providing incorrect information for the planning of operating the electricity market and the schedule of mobilizing generating sets in the power system;
- Failing to provide information or providing incorrect information for the settlement of disputes and handling of violations in the competitive electricity market in accordance with law regulations;
- Making direct or indirect agreements with other units in restricting or controlling the capacity offered for sale in the market in order to increase the spot electricity market price and to exert impacts on the power supply security;
- Making agreements with other generating units in price offering in order to formulate the schedule of mobilization;
- Making agreements with the power system and market operating unit in price offering in order to formulate the schedule of mobilization at variance with law provisions;
- Committing other acts of violation causing serious consequences for the power supply security or for the finance of other units in the electricity market.
b) During the time when such power plants are suspended from participating in the electricity market:
- Power plants shall not be eligible for price offering in the electricity market, but must comply with other regulations applicable to power plants not participating in the electricity market;
- The power system and market operating unit shall be responsible for scheduling and announcing the capacity mobilization chart for power plants suspended from participating in the electricity market in accordance with provisions at Point a, Point b, and Point c, Clause 1, Article 11 of this Circular.
3. Power plants suspended from participating in the electricity market shall be allowed to restore their participation in the electricity market after fulfilling obligations specified in the Decision on suspension of participation in the electricity market. The generating units that own such power plants shall be responsible for submitting documents proving the fulfillment of obligations specified in the Decision on suspension of participation in the electricity market to the Electricity Regulatory Authority for considering the restoration of participation in the electricity market for the power plants.
Chapter XII
IMPLEMENTATION
Article 131. Responsibilities of the Electricity Regulatory Authority
1. Disseminating, inspecting and monitoring the implementation of this Circular.
2. Issuing the procedures guiding the implementation of this Circular.
3. Issuing or submitting to Ministry's leaders to issue documents guiding the implementation of transforming from the competitive electricity generation market to the competitive wholesale electricity market, the implementation of the form of the power purchase agreement for power purchase agreements having been signed or being in the negotiation process before the date on which this Circular takes effect.
4. Issuing or submitting to the Ministry's leaders to issue documents providing guidance on newly emerging contents, problems arising in implementation, instructions on the participation in the electricity market of renewable energy sources apart from hydroelectricity.
Article 132. Responsibilities of the Viet Nam Electricity
1. Within 30 days from the date of issuing this Circular, directing the power system and market operating unit and relevant units to develop and report to the Electricity Regulatory Authority to issue procedures on guiding the implementation of the following contents:
a) Developing operation plans of the electricity market;
b) Developing plans on mobilization and real-time operation;
c) Calculation for settlement in the electricity market
d) Management and operation of the information technology system in operating the electricity market;
dd) Coordination in comparison and review of settlement figures between the power system and the market operating unit, generating units and electricity buyers.
2. Investing, developing, installing and upgrading the Electricity market information system and software for the electricity market in accordance with requirements specified in this Circular.
3. Examining and certifying positions participating in the operation of the electricity market for the National Load Dispatch Center meeting the requirements of operating the competitive wholesale electricity market in accordance with relevant law regulations.
Article 133. Responsibilities of relevant units
1. Electricity market participants shall be responsible for improving the information equipment in line with the Electricity market information system prescribed in this Circular.
2. Generating units participating in the electricity market shall be responsible for signing power purchase agreements for the electricity market in accordance with the form issued by the Ministry of Industry and Trade.
3. The power system and market operating unit shall be responsible for guiding participants of the electricity market on the order and procedures for registration for participation in the electricity market as prescribed in this Circular and upgrading the Electricity Market Website so that generating units can submit the application dossier for participation in the electricity market online.
Article 134. Amending, supplementing a number of articles of the Circular No. 56/2014/TT-BCT dated December 19, 2014 of the Ministry of Industry and Trade on the method of determination of electricity generation costs and procedures for inspection of power purchase agreements as follows: 1. To amend Clause 10, Article 2 as follows:
“10. The buyers shall be the Viet Nam Electricity, the Northern Power Corporation, the Central Power Corporation, the Southern Power Corporation, Hanoi Power Corporation, Ho Chi Minh City Power Corporation. "
2. To amend Article 19 as follows:
“Article 19. Applying the form of the power purchase agreement
1. To amend and supplement the form of the power purchase agreement for generating units and electricity buyers as specified in Appendix 3 to this Circular.
2. Generating units and electricity buyers shall be responsible for conducting negotiations and signing agreements in accordance with the form of the power purchase agreement specified in Appendix 3 to this Circular. The Buyer shall be responsible for submitting the power purchase agreement to the Electricity Regulatory Authority in accordance with the procedures specified in Article 23 and Article 26 of this Circular”.
Article 135. Effect
1. This Circular shall take effect from January 01, 2019.
2. To annul the Circular No. 27/2009/TT-BCT dated September 25, 2009 of the Minister of Industry and Trade prescribing regulations on metering electrical power in the competitive power generation market.
3. To annul the Circular No. 18/2012/TT-BCT dated June 29, 2012 of the Minister of Industry and Trade prescribing regulations on the supervision of the competitive power generation market.
4. To annul the Circular No. 28/2018/TT-BCT dated September 27, 2018 of the Minister of Industry and Trade prescribing regulations on the operation of the competitive power generation market.
5. Any problem arising during the implementation of this Circular should be promptly reported to the Ministry of Industry and Trade for appropriate amendment or supplement./.
|
The Minister
Tran Tuan Anh |
Vui lòng Đăng nhập tài khoản gói Nâng cao để xem đầy đủ bản dịch.
Chưa có tài khoản? Đăng ký tại đây
Lược đồ
Vui lòng Đăng nhập tài khoản gói Tiêu chuẩn hoặc Nâng cao để xem Lược đồ.
Chưa có tài khoản? Đăng ký tại đây
Vui lòng Đăng nhập tài khoản gói Nâng cao để xem Nội dung MIX.
Chưa có tài khoản? Đăng ký tại đây
Chưa có tài khoản? Đăng ký tại đây
Chưa có tài khoản? Đăng ký tại đây