Quyết định 8266/QĐ-BCT 2015 phê duyệt Thiết kế chi tiết thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam

• Số hiệu: 8266/QD-BCT
• Loại văn bản: Quyết định
• Nơi ban hành: Bộ Công thương
• Người ký: Hoàng Quốc Vượng
• Ngày ban hành: 10/08/2015

BỘ CÔNG THƯƠNG -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: 8266/QĐ-BCT	Hà Nội, ngày 10 tháng 08 năm 2015

QUYẾT ĐỊNH

PHÊ DUYỆT THIẾT KẾ CHI TIẾT THỊ TRƯỜNG BÁN BUÔN ĐIỆN CẠNH TRANH VIỆT NAM

BỘ TRƯỞNG BỘ CÔNG THƯƠNG

Căn cứ Nghị định số 95/2012/NĐ-CP ngày 12 tháng 11 năm 2012 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức cửa Bộ Công Thương;

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 01 tháng 07 năm 2013;

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;

Căn cứ Quyết định số 6463/QĐ-BCT ngày 22 tháng 7 năm 2014 của Bộ Công Thương phê duyệt Thiết kế tổng thể thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam;

Xét đề nghị của Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực,

QUYẾT ĐỊNH:

Điều 1. Phê duyệt Thiết kế chi tiết thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam với các nội dung chính sau đây:

1. Tên gọi

- Tên tiếng Việt: Thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam;

- Tên tiếng Anh: Vietnam Wholesale Electricity Market;

- Tên viết tắt: VWEM.

2. Thành viên tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh

a) Bên bán điện gồm:

- Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện có công suất đặt trên 30 MW trực tiếp tham gia thị trường điện. Các nhà máy thủy điện có công suất đặt từ 30 MW trở xuống có quyền lựa chọn tham gia thị trường điện khi đáp ứng đủ các điều kiện về cơ sở hạ tầng;

- Nhà máy điện được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao (BOT) tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh theo một trong các hình thức sau: i) Trực tiếp tham gia thị trường; ii) Tham gia thị trường thông qua đơn vị chào giá thay thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Nhà máy điện BOT khi trực tiếp tham gia thị trường hoặc đơn vị chào giá thay nhà máy BOT thực hiện đầy đủ trách nhiệm, quyền, nghĩa vụ của bên bán điện, chào giá cho toàn bộ sản lượng hoặc cho phần sản lượng trên mức bao tiêu (quy định trong Hợp đồng BOT) theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành. Trường hợp chưa thực hiện được theo một trong hai hình thức trên, Tập đoàn Điện lực Việt Nam tính toán và chuyển Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trước biểu đồ huy động dự kiến theo quy định thị trường điện;

- Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh theo một trong các hình thức sau: i) Trực tiếp tham gia thị trường; ii) Tham gia thị trường thông qua đơn vị chào giá thay thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu khi trực tiếp tham gia thị trường hoặc đơn vị chào giá thay nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu thực hiện đầy đủ trách nhiệm, quyền, nghĩa vụ của bên bán điện theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.

- Các nhà máy điện không tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh gồm:

i) Các nguồn điện nhập khẩu: Tập đoàn Điện lực Việt Nam tính toán và chuyển Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trước biểu đồ huy động dự kiến theo quy định thị trường điện;

ii) Các nhà máy điện sử dụng năng lượng gió, mặt trời, địa nhiệt không phân biệt mức công suất đặt, các nhà máy thủy điện có công suất đặt từ 30 MW trở xuống không tham gia tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập lịch và huy động các nhà máy điện này theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh, Quy định vận hành, điều độ hệ thống điện và các quy định có liên quan khác do Bộ Công Thương ban hành.

b) Bên mua điện gồm:

- 5 Tổng công ty Điện lực: miền Bắc, miền Nam, miền Trung, Thành phố Hà Nội và Thành phố Hồ Chí Minh (sau đây viết tắt là các Tổng công ty Điện lực);

- Khách hàng sử dụng điện lớn mua điện từ cấp điện áp 110 kV trở lên đấu nối trực tiếp vào trạm biến áp truyền tải cấp điện áp 220 kV đáp ứng các điều kiện theo quy định của Bộ Công Thương có quyền lựa chọn tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Khi các điều kiện về cơ sở hạ tầng đáp ứng, có thể xem xét mở rộng đối tượng khách hàng sử dụng điện lớn tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh;

- Đơn vị mua buôn điện mới được phép tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh khi đáp ứng các điều kiện theo quy định của Bộ Công Thương.

c) Công ty Mua bán điện (thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam): Thực hiện nhiệm vụ mua điện từ các nhà máy điện không tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh và bán sản lượng điện này cho các Tổng công ty Điện lực theo quy định của Bộ Công Thương.

d) Các đơn vị cung cấp dịch vụ

- Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện: Là Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh, Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia sẽ được chuyển đổi thành đơn vị hạch toán độc lập thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam;

- Đơn vị truyền tải điện: Là Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam;

- Đơn vị phân phối điện: 5 Tổng công ty Điện lực: miền Bắc, miền Trung, miền Nam, Thành phố Hà Nội, Thành phố Hồ Chí Minh thực hiện chức năng quản lý lưới điện phân phối;

- Đơn vị cung cấp dịch vụ thu thập và quản lý số liệu đo đếm điện năng: trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh thực hiện các chức năng sau: i) Thực hiện thu thập số liệu đo đếm điện năng từ công tơ về hệ thống máy tính; ii) Truyền số liệu đo đếm về trung tâm quản lý số liệu đo đếm; iii) Lưu trữ, quản lý, xử lý số liệu đo đếm phục vụ thị trường điện. Chức năng, nhiệm vụ của đơn vị cung cấp dịch vụ thu thập và quản lý số liệu đo đếm điện năng được quy định tại Quy định đo đếm điện năng trong hệ thống điện và Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Chi phí thu thập, quản lý số liệu đo đếm điện năng phải tách bạch với các khoản chi phí cho các chức năng, dịch vụ khác trong cùng một đơn vị.

3. Thị trường giao ngay

a) Mô hình thị trường: Áp dụng mô hình thị trường chào giá theo chi phí (Cost-Based Pool);

b) Chu kỳ giao dịch: 30 phút;

c) Chu kỳ điều độ: 30 phút;

d) Chào giá

- Chu kỳ chào giá: Trong ngày D-1, đơn vị phát điện lập bản chào giá cho 48 chu kỳ giao dịch của ngày D và gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Trong ngày D, đơn vị phát điện được cập nhật và gửi lại bản chào giá trước giờ vận hành 6 giờ;

- Chào giá phát điện: Đơn vị phát điện thực hiện chào giá trong phạm vi giá sàn và giá trần cho toàn bộ công suất khả dụng của các tổ máy phát điện. Giá trần bản chào các tổ máy nhiệt điện được tính toán theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Giá trần bản chào của các tổ máy thủy điện được xác định trên cơ sở giá trị nước do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán. Bản chào giá của đơn vị phát điện bao gồm tối đa 10 cặp giá chào (đ/kWh) và công suất (MW) của từng tổ máy phát điện trong từng chu kỳ giao dịch;

- Chào giá phía phụ tải: Các đối tượng đặc biệt tham gia chào giá, bao gồm: i) Nhà máy thủy điện tích năng; ii) Các phụ tải có khả năng điều chỉnh (interuptable load) chào giá để cung cấp dịch vụ dự phòng.

đ) Tính toán giá trị nước: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện tính toán giá trị nước hàng tuần cho các nhà máy thủy điện trong hệ thống, công bố giá trần bản chào các nhà máy thủy điện. Đơn vị phát điện thực hiện tính toán giá trị nước để đưa ra chiến lược chào giá phù hợp cho đơn vị. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố các dữ liệu đầu vào, kết quả tính toán giá trị nước cho các thành viên thị trường. Các công cụ, phần mềm tính toán giá trị nước của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được kiểm toán độc lập theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh;

e) Lập kế hoạch vận hành: Được thực hiện theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh với các nội dung chính như sau:

- Kế hoạch vận hành năm tới: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện tính toán kế hoạch vận hành thị trường điện năm (gồm 12 tháng) kết hợp với lập kế hoạch vận hành hệ thống điện và tính toán đánh giá an ninh hệ thống điện. Kế hoạch vận hành năm được cập nhật tính toán hàng quý và tính cho 1 năm tới có xét đến 1 năm tiếp theo. Kết quả đầu ra của kế hoạch năm bao gồm công suất huy động, sản lượng huy động dự kiến của các tổ máy, giá thị trường dự kiến và các thông số cần thiết khác;

- Kế hoạch vận hành tháng tới: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện tính toán kế hoạch vận hành thị trường điện tháng. Công tác lập kế hoạch vận hành tháng tương tự như lập kế hoạch năm, cập nhật số liệu đầu vào và chỉ áp dụng cho 1 tháng tới;

- Kế hoạch vận hành tuần tới: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện kế hoạch vận hành thị trường điện tuần kết hợp với quy trình đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn (hàng tuần) với chu kỳ tính toán là 14 ngày theo các kịch bản phụ tải cơ sở, phụ tải thấp, phụ tải cao;

- Kế hoạch vận hành ngày tới: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện cập nhật số liệu, bản chào ngày tới từ các đơn vị phát điện, đơn vị truyền tải điện, thực hiện tính kế hoạch vận hành ngày tới.

g) Lập lịch huy động tổ máy phát điện: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện tính toán lập lịch huy động các tổ máy phát điện theo nguyên tắc mô phỏng tính toán lập lịch huy động tối ưu có xét đến các ràng buộc an ninh trên hệ thống điện. Áp dụng mô hình mô phỏng hệ thống điện theo 3 nút đại diện cho 3 miền (Bắc, Trung, Nam) trong lập lịch huy động và điều độ;

h) Xác định giá thị trường: Áp dụng cơ chế xác định giá thị trường giao ngay đồng nhất toàn hệ thống và xác định giá thị trường sau vận hành (ex-post).

4. Cơ chế hợp đồng

Các cơ chế hợp đồng trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh bao gồm: i)Hợp đồng phân bổ (hợp đồng vesting); ii) Hợp đồng song phương; iii) Cơ chế giao dịch hợp đồng tập trung; cụ thể như sau:

a) Hợp đồng phân bổ (hợp đồng vesting): Thực hiện phân bổ các hợp đồng sai khác (CfD) đã ký kết giữa đơn vị phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam sang thành hợp đồng sai khác (CfD) ký kết giữa đơn vị phát điện với các Tổng công ty Điện lực theo nguyên tắc sau:

- Chi phí mua điện đầu vào bình quân từ các hợp đồng phân bổ của các Tổng công ty Điện lực là tương đương nhau;

- Giá hợp đồng và sản lượng hợp đồng được tính toán phù hợp với biểu đồ phụ tải dự báo của các khách hàng của các Tổng công ty Điện lực; phù hợp với các ràng buộc hợp đồng của đơn vị phát điện;

- Đảm bảo giữ tối đa các nội dung cam kết trong các hợp đồng đã ký kết giữa đơn vị phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam;

- Áp dụng từ thời điểm vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh chính thức.

b) Hợp đồng song phương: Bên bán và bên mua tự đàm phán, thống nhất về giá và sản lượng cam kết, ký kết hợp đồng song phương dưới dạng hợp đồng sai khác, thực hiện từ thời điểm vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh chính thức;

c) Giao dịch hợp đồng tập trung: Các đơn vị tham gia chào bán hoặc chào mua sản lượng hợp đồng trên sàn giao dịch theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Giao dịch hợp đồng tập trung nhằm xử lý các chênh lệch (thừa hoặc thiếu) giữa sản lượng hợp đồng đã ký so với nhu cầu phụ tải hoặc khả năng phát thực tế của các đơn vị.

5. Cơ chế cung cấp các dịch vụ phụ trợ

a) Đối với dịch vụ điều chỉnh tần số (bao gồm: dịch vụ điều tần và dịch vụ dự phòng quay): Mua trên thị trường giao ngay. Khi áp dụng xác định giá thị trường trước vận hành (ex-ante) thực hiện cơ chế đồng tối ưu giữa điện năng và dịch vụ điều chỉnh tần số;

b) Đối với các dịch vụ phụ trợ khác phục vụ vận hành hệ thống điện: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ký hợp đồng với các đơn vị cung cấp dịch vụ thông qua cơ chế đấu thầu cạnh tranh hoặc chỉ định đơn vị cung cấp dịch vụ.

6. Cơ chế thanh toán

a) Thanh toán trên thị trường giao ngay

- Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán các khoản thanh toán và thực hiện thanh toán cho các đơn vị trên thị trường giao ngay theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

- Các đơn vị mua điện trên thị trường giao ngay có trách nhiệm thực hiện quy định về bảo lãnh thanh toán tiền điện trên thị trường giao ngay. Trường hợp đơn vị mua điện vi phạm các quy định thanh toán tiền điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được sử dụng nguồn tiền từ bảo lãnh của đơn vị mua điện này để thực hiện thanh toán theo quy định thị trường điện.

b) Thanh toán hợp đồng: Bên bán điện và bên mua điện trực tiếp thực hiện thanh toán theo quy định trong hợp đồng mua bán điện được ký giữa hai bên.

c) Thanh toán các chi phí dịch vụ trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh:

- Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thu phí điều độ vận hành hệ thống điện và phí điều hành giao dịch thị trường điện theo quy định, đảm bảo đủ chi phí đầu tư cơ sở hạ tầng và các kinh phí hoạt động của đơn vị;

- Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia được thanh toán theo cơ chế giá truyền tải điện do Bộ Công Thương quy định, đảm bảo thu hồi đủ chi phí và có mức lợi nhuận hợp lý để đầu tư phát triển lưới điện truyền tải theo quy hoạch.

7. Công bố thông tin thị trường: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố đầy đủ kịp thời các thông tin, dữ liệu cần thiết cho thành viên tham gia thị trường theo Quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

8. Cơ chế bù chéo giữa các Tổng công ty Điện lực

a) Mục đích của cơ chế bù chéo: Xử lý sự khác biệt về chi phí phân phối điện và cơ cấu khách hàng sử dụng điện giữa các Tổng công ty Điện lực;

b) Tập đoàn Điện lực Việt Nam chịu trách nhiệm thực hiện bù chéo giữa các Tổng công ty Điện lực theo quy định do Bộ Công Thương và Bộ Tài chính ban hành.

9. Khi đáp ứng được các điều kiện về cơ sở hạ tầng phục vụ vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét và trình Bộ Công Thương cho phép thực hiện:

- Chu kỳ điều độ: Thực hiện rút ngắn chu kỳ chào giá lại xuống dưới mức 30 phút;

- Chu kỳ chào giá lại: Thực hiện rút ngắn chu kỳ chào giá lại xuống dưới 6 giờ;

- Lập lịch huy động tổ máy phát điện: Áp dụng mô hình mô phỏng toàn bộ lưới truyền tải điện;

- Xác định giá thị trường: Thực hiện chuyển đổi sang cơ chế định giá theo 3 nút đại diện cho 3 miền (Bắc, Trung, Nam), sau đó dần mở rộng số nút trong mô hình tính toán giá thị trường. Áp dụng cơ chế định giá trước vận hành (ex- ante) kết hợp đồng bộ với cơ chế lập lịch huy động đồng tối ưu giữa điện năng và dịch vụ điều chỉnh tần số. Cho phép các đơn vị áp dụng cơ chế quyền truyền tải tài chính (Financial Transmission Rights) để quản lý rủi ro.

10. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét và trình Bộ Công Thương cho phép: i) Chuyển đổi mô hình thị trường chào giá theo chi phí (Cost-Based Pool sang mô hình chào giá tự do (Price-Based Pool) khi đáp ứng các điều kiện tiên quyết; ii) Thực hiện các cơ chế sau trong thị trường chào giá tự do (Price-Based Pool):

a) Đơn vị phát điện được đưa ra mức giá chào phù hợp với chiến lược chào giá của đơn vị, tùy theo khả năng phát điện và tình hình cân bằng cung cầu của hệ thống điện trong từng chu kỳ giao dịch; không áp dụng các quy định về giá trần bản chào tại điểm d khoản 3 Điều này;

b) Tính toán giá trị nước: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán giá trị nước trong quá trình lập kế hoạch vận hành. Các đơn vị phát điện tự tính toán giá trị nước để chào giá.

Điều 2. Kế hoạch triển khai thực hiện thị trường bán buôn điện cạnh tranh

1. Giai đoạn chuẩn bị thị trường bán buôn điện cạnh tranh (hết năm 2015)

a) Hoàn thiện và trình Thủ tướng Chính phủ Đề án tái cơ cấu ngành điện phục vụ thị trường bán buôn điện cạnh tranh;

b) Hoàn thành Đề án phát triển cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin phục vụ vận hành và giám sát thị trường bán buôn điện cạnh tranh trình Bộ Công Thương phê duyệt;

c) Xây dựng và ban hành đề cương nội dung đào tạo, nâng cao năng lực cho các thành viên thị trường điện.

2. Giai đoạn vận hành thí điểm bước 1 thị trường bán buôn điện cạnh tranh năm 2016 (tính toán mô phỏng trên giấy, không thanh toán thực)

a) Vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh thí điểm bước 1: Tiếp tục thực hiện thị trường phát điện cạnh tranh trong thực tế. Các cơ chế của Thị trường bán buôn điện cạnh tranh (phân bổ hợp đồng, thanh toán, bù chéo...) được tính toán mô phỏng trên giấy;

b) Xây dựng hệ thống văn bản pháp lý: Ban hành Thông tư quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh; triển khai xây dựng các quy định liên quan để thực hiện thị trường bán buôn điện cạnh tranh;

c) Thực hiện tái cơ cấu ngành điện theo Đề án và lộ trình đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt;

d) Triển khai thực hiện đầu tư hệ thống cơ sở hạ tầng theo Đề án đã được Bộ Công Thương phê duyệt;

đ) Đào tạo cơ bản và chuyên sâu cho các thành viên thị trường điện;

e) Tổng kết, đánh giá vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh thí điểm trên giấy, xem xét điều chỉnh cơ chế vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh thí điểm bước 2.

3. Giai đoạn vận hành thí điểm bước 2 thị trường bán buôn điện cạnh tranh năm 2017 - 2018

a) Thử nghiệm các cơ chế vận hành của thị trường bán buôn điện cạnh tranh trong thực tế;

b) Cập nhật, hoàn thiện Quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh và các quy định có liên quan;

c) Thực hiện tái cơ cấu ngành điện theo Đề án đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt; hoàn thành chuyển đổi Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia thành đơn vị hạch toán độc lập thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam trong năm 2017;

d) Thực hiện đầu tư hệ thống cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin theo Đề án đã được Bộ Công Thương phê duyệt; hoàn thiện và vận hành thử nghiệm hệ thống công nghệ thông tin quản lý vận hành thị trường điện (VWEM’s Market Management System - VWEM MMS);

đ) Tiếp tục thực hiện và hoàn thành công tác đào tạo cho các thành viên tham gia thị trường điện;

e) Tổng kết, đánh giá vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh thí điểm bước 2, xem xét điều chỉnh cơ chế vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn chỉnh (nếu cần thiết).

4. Giai đoạn vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn chỉnh: Từ năm 2019.

Điều 3. Tổ chức thực hiện

1. Giao Cục Điều tiết điện lực:

a) Xây dựng và hoàn thiện Đề án tái cơ cấu ngành điện phục vụ thị trường bán buôn điện cạnh tranh báo cáo Bộ Công Thương để trình Thủ tướng Chính phủ trong tháng 12 năm 2015;

b) Xây dựng Đề cương nội dung đào tạo về thị trường bán buôn điện cạnh tranh và kế hoạch thực hiện, trình Bộ Công Thương ban hành trong tháng 12 năm 2015;

c) Xây dựng và hoàn thiện hệ thống văn bản quy phạm pháp luật cần thiết cho từng giai đoạn phát triển của thị trường bán buôn điện cạnh tranh;

d) Xây dựng kế hoạch thực hiện vận hành thí điểm thị trường bán buôn điện cạnh tranh trong năm 2016 trình Bộ Công Thương ban hành trong tháng 12 năm 2015;

đ) Tiếp tục nghiên cứu, đề xuất giải pháp xử lý các vấn đề của thị trường bán buôn điện cạnh tranh, bao gồm:

- Lộ trình thực hiện chuyển đổi sang mô hình thị trường chào giá tự do (Price-Based Pool), cơ chế đầy đủ công suất trong hệ thống điện;

- Thực hiện phân bổ hợp đồng (hợp đồng vesting) cho các Tổng công ty Điện lực;

- Nghiên cứu xây dựng cơ chế bù chéo giữa các Tổng công ty Điện lực, cơ chế tách bạch chi phí (giá) phân phối điện trong hoạt động phân phối, bán lẻ điện của các Tổng công ty Điện lực;

- Quy định chi tiết về các loại hình dịch vụ phụ trợ, tiêu chuẩn kỹ thuật và cơ chế mua, huy động các loại hình dịch vụ phụ trợ trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh;

- Cơ chế mua bán, huy động các nguồn điện không tham gia thị trường điện như: nguồn điện nhập khẩu, các nguồn điện sử dụng năng lượng mới...

- Cơ chế bảo lãnh thanh toán tiền điện trong thị trường giao ngay, tính toán các khoản thuế trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh;

- Cơ chế giao dịch hợp đồng tập trung, quyền truyền tải tài chính.

e) Chủ trì, phối hợp với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, các đơn vị thành viên thị trường thực hiện đào tạo, nâng cao năng lực cho các đơn vị, đáp ứng yêu cầu thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

2. Giao Tập đoàn Điện lực Việt Nam:

a) Khẩn trương hoàn thiện Đề án Phát triển cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin phục vụ vận hành và giám sát hoạt động của thị trường bán buôn điện cạnh tranh đáp ứng các yêu cầu vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh đặc biệt là các yêu cầu tại Khoản 9 Điều 1 Quyết định này, trình Bộ Công Thương phê duyệt trong tháng 12 năm 2015;

b) Khẩn trương hoàn thành Đề án nâng cao năng lực cho các đơn vị tham gia thị trường điện, trình Bộ Công Thương phê duyệt trong Quý IV năm 2015;

c) Xây dựng Đề án đưa các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu tham gia thị trường điện theo Thiết kế chi tiết thị trường bán buôn điện cạnh tranh được phê duyệt, trình Bộ Công Thương phê duyệt trong tháng 9 năm 2015. Chỉ đạo các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu thực hiện các công tác chuẩn bị tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh theo kế hoạch do Bộ Công Thương phê duyệt;

d) Nghiên cứu, đề xuất cơ chế giảm tỷ lệ bao tiêu trong quá trình đàm phán hợp đồng với các chủ đầu tư dự án BOT, đề xuất báo cáo Bộ Công Thương cơ chế khuyến khích các nhà máy điện BOT tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh;

đ) Đầu tư các cơ sở hạ tầng kỹ thuật cần thiết cho vận hành thị trường điện của các đơn vị trực thuộc thực hiện các nhiệm vụ trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh và cho giám sát hoạt động thị trường điện của Cục Điều tiết điện lực;

e) Tổ chức đào tạo nâng cao năng lực cho các đơn vị tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh;

g) Thuê đơn vị kiểm toán độc lập để thực hiện kiểm toán các công cụ, phần mềm phục vụ thị trường bán buôn điện cạnh tranh;

h) Định kỳ hàng quý báo cáo Cục Điều tiết điện lực về tình hình thực hiện các công tác chuẩn bị cho vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

3. Giao các đơn vị phát điện, các Tổng công ty Điện lực, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia, Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia, Công ty Mua bán điện:

a) Đầu tư, nâng cấp các trang thiết bị cần thiết phục vụ việc tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh theo thiết kế đã được duyệt trong phạm vi quản lý của đơn vị, đảm bảo tương thích với hệ thống cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin cho thị trường bán buôn điện cạnh tranh đã được duyệt;

b) Lập kế hoạch đào tạo theo đề cương do Bộ Công Thương ban hành, bố trí kinh phí, nhân lực để triển khai thực hiện kế hoạch đào tạo do Bộ Công Thương ban hành;

c) Chuẩn bị nguồn nhân lực, chủ động tham gia các chương trình đào tạo và bố trí nguồn kinh phí cho việc đào tạo nâng cao năng lực cho các đơn vị thành viên đáp ứng yêu cầu tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh theo đúng tiến độ;

d) Hoàn thành các công tác chuẩn bị tham gia vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh trước tháng 12 năm 2015 để tham gia vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh theo kế hoạch quy định tại Điều 2 Quyết định này.

Điều 4. Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực, Chánh văn phòng Bộ, Chánh thanh tra Bộ, các Vụ trưởng, Tổng cục trưởng, Cục trưởng có liên quan thuộc Bộ, Tổng giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam, các đơn vị phát điện và các tổ chức, cá nhân có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Quyết định này./.

Nơi nhận: - Như Điều 4; - PTTg Hoàng Trung Hải (để báo cáo); - Bộ trưởng (để báo cáo); - Văn phòng Chính phủ; - Các Bộ: KHĐT, TC, NHNN; - Lưu: VT, ĐTĐL.

KT. BỘ TRƯỞNG THỨ TRƯỞNG Hoàng Quốc Vượng

Tiếng Anh (English)

THE MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE -------	THE SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence - Freedom - Happiness ---------------
No. 8266/QD-BCT	Hanoi, August 10, 2015

DECISION

APPROVING THE DETAILED DESIGN OF VIETNAM'S COMPETITIVE WHOLESALE ELECTRICITY MARKET

THE MINISTER OF INDUSTRY AND TRADE

Pursuant to the Government's Decree No. 95/2012/ND-CP dated November 12, 2012 defining the functions, tasks, powers and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade;

Pursuant to the Law on Electricity dated December 3, 2004 and the Law on Revision of certain articles of the Law on Electricity dated July 1, 2013;

Pursuant to the Prime Minister’s Decision No. 63/2013/QD-TTg dated November 8, 2013 prescribing the electricity-industry roadmap, conditions and structure for the purpose of creating and developing levels of Vietnam’s electricity market;

Pursuant to the Decision No. 6463/QD-BCT of the Ministry of Industry and Trade dated July 22, 2014 on approving the general design of Vietnam’s competitive wholesale electricity market;

At the request of the Director of Electricity Regulatory Authority of Vietnam,

...

...

...

Article 1. to approve the detailed design of Vietnam’s competitive wholesale electricity market, including the following main contents:

1. Title

- Vietnamese title: Vietnam wholesale electricity market;

- English title: Vietnam Wholesale Electricity Market;

- Abbreviated title: VWEM.

2. Wholesale electricity market participants

a) The seller, including:

- The generator owning a power plant having the installed capacity of more than 30 MW directly participates in the electricity market. Any hydropower plant having the installed capacity of 30 MW or less is given the option of participating in the electricity market when fully meeting infrastructure requirements;

- A power plant under a Build – Operate – Transfer (BOT) participates in the competitive wholesale electricity market in one of the following models: i) Direct market participation; ii) Indirect market participation through its offering agent affiliated to the Vietnam Electricity Corporation. Either a BOT power plant upon its direct market participation or an offering agent acting on its behalf shall fully exercise or implement responsibilities, rights and obligations of a seller, make a price offer for total power generation or an excess part of generation specified in an offtake agreement (as prescribed by the BOT contract) in accordance with regulations on the competitive wholesale electricity market issued by the Ministry of Industry and Trade. Where neither of the aforesaid models applies, the Vietnam Electricity Corporation shall calculate and request the electricity system and market operator to publicly announce in advance the chart of proposed power mobilization in accordance with power market regulations;

...

...

...

- Power plants which do not participate in the competitive wholesale electricity market shall include:

i) With regard to those that import power sources, the Vietnam Electricity Corporation shall calculate and request the electricity system and market operator to publicly announce in advance the chart of proposed power mobilization in accordance with power market regulations;

ii) With respect to those fueled by wind, solar or geothermal energy, regardless of their installed capacity, and hydropower plants having the installed capacity of 30 MW or less, shall not be allowed to participate in the competitive wholesale electricity market, the electricity system and market operator shall set the mobilization schedule and mobilise these power plants in accordance with regulations on the competitive wholesale electricity market, regulations on operation and dispatch of power system and other relevant regulations issued by the Ministry of Industry and Trade.

b) The buyer, including:

- 5 Electricity Corporations located in the North, South, Central Coast, Hanoi capital and Ho Chi Minh city (hereinafter referred to as Electricity Corporation);

- Large customers that buy electricity at the minimum voltage level of 110 kV which is directly connected with the transformer station transmitting electricity at the voltage level of 220 kV and meet requirements under the regulations issued by the Ministry of Industry and Trade shall be given the option of participating in the competitive wholesale electricity market. When infrastructure requirements are satisfied, it is likely to consider allowing more large customers to participate in the competitive wholesale electricity market;

- New electricity wholesalers shall be allowed to participate in the competitive wholesale electricity market when meeting requirements set out in regulations issued by the Ministry of Industry and Trade.

c) The Electricity Trading Company (as a subsidiary of the Vietnam Electricity Corporation) shall perform the task of purchasing electricity from power plants that do not participate in the competitive wholesale electricity market and selling these electricity quantities of these power plants to Electricity Corporations in accordance with regulations issued by the Ministry of Industry and Trade.

d) The service supplier

...

...

...

- The electricity transmission unit is the National Power Transmission Corporation which is a subsidiary of the Vietnam Electricity Corporation.

- The electricity distributor, including 5 Electricity Corporations located in the North, South, Central Coast, Hanoi capital and Ho Chi Minh city, shall perform its distribution grid management functions;

- Entities providing services such as acquiring and managing power measurement data shall perform the following functions in the competitive wholesale electricity market: i) collecting power measurement data shown on power meters and storing them in the computer system; ii) transmitting these data to the center for management of power measurement data; iii) storing, administering and processing the received data used in the electricity market. Functions and/or duties of these data collection and administration service suppliers shall be covered by regulations on power measurement practices in the electricity system and regulations on the competitive wholesale electricity market. Costs of collection and management of power measurement data must be kept separate from those paid for other functions or services in the same accounting unit.

3. Spot market

a) Market model: the model of price offered based on predetermined variable costs (Cost-based Pool) shall be applied;

b) Trading interval: 30 minutes;

c) Dispatch interval: 30 minutes;

d) Price offering

- Price offering interval: Within the day D-1, the generator shall prepare the price schedule for 48 trading intervals within the day D and address it to the electricity system and market operator. Within the day D, the generator shall receive an updated price schedule sent back by the operator within 6 hours before the operation time;

...

...

...

- Load-side price offering: Special subjects-matter eligible for participating in this offer include i) pumped-storage hydroelectricity plants, ii) interruptible loads of which prices are offered to supply emergency standby services.

dd) Water pricing: The electricity system and market operator shall calculate value of water on a weekly basis used in hydropower plants within the same electricity system, and publicly announce the ceiling prices set forth in the price offer schedules of hydropower plants. The generator shall carry out the water pricing in order to develop their appropriate offer strategies. The electricity system and market operator shall release input data and water pricing results to power market members. Tools and software used for calculation of value of water by the electricity system and market operator shall be externally and independently audited in accordance with regulations on the competitive wholesale electricity market;

e) Operation scheduling shall be subject to regulations on the competitive wholesale electricity market, including the following main contents:

- Year-ahead operation schedule: The electricity system and market operator shall set the year-based (12-month) power market operation schedule, draw up the plan for electricity system operation, measure and assess the electricity system security. The year-based operating schedule shall be updated on a quarterly basis and maintain valid in the year ahead as well as the successive year. Quantity results of the year-based operation schedule include mobilised capacity, estimated generation quantity of generating sets, proposed market prices and other necessary parameters;

- Month-ahead operation schedule: The electricity system and market operator shall set the month-based power market operation schedule. The month-based operation schedule shall be set in the same manner as the year-based operation schedule, updated with input data and shall remain valid in the next month;

- Week-ahead operation schedule: The electricity system and market operator shall set the week-based power market operation schedule, and set out procedures for assessment of short-term (weekly) system security within a 14-day interval according to baseline, low or high load scenarios;

- Day-ahead operation schedule: The electricity system and market operator shall receive updated data and offer schedules for the day ahead from power generating or transmission units, and set its day-ahead operation schedule.

g) Scheduling of mobilization of generating sets: The electricity system and market operation shall be responsible for setting the schedule of mobilization of generating sets according to the principle of simulated scheduling of optimal mobilization taking into account binding conditions for electricity system security. The simulation model of electricity system with 3 nodes or zonal hubs (North, Central Coast and South) must be applied in power mobilization and dispatch scheduling;

h) Determination of market price: Applying the mechanism for determining the spot price identically to the entire system and determining the ex-post price.

...

...

...

Contract mechanisms existing in the competitive wholesale electricity market, including i) Vesting contracts; ii) Bilateral contracts; iii) Centralized exchange contracting, shall be subject to the following specific regulations:

a) Vesting contract mechanism: Vesting contracts for differences (CfD) between the generator and the Vietnam Electricity Corporation shall be transformed into vesting CfD contracts between the generator and Power Corporations according to the following principles:

- Average costs incurred from purchase of input electricity under terms and conditions of vesting contracts of Power Corporations are equivalent to each other;

- Contractual price and quantity should be measured to be consistent with the load projection of customers of these Power Corporations; in conformity with binding requirements set out by the generator.

- Commitments between the generator and a Power Corporation must be maximally maintained;

- These contracts shall enter into force from the time of official operation of the competitive wholesale electricity market.

b) Bilateral contracts: The seller and the buyer shall, of their own free will, negotiate, agree on the price and quantity, sign a bilateral contract in a form of a CfD, and execute this contract as from the time of official operation of the competitive wholesale electricity market;

c) Centralized exchange contracting mechanism: Entities involved in contractual quantity offers or bids on the pool shall be subject to regulations on the competitive wholesale electricity market. This regime is aimed at dealing with differences (surpluses or deficits) between contract quantities and load demands or actual generation capabilities of these entities.

5. Mechanism for provision of ancillary services

...

...

...

b) With respect to other ancillary services required to maintain operation of the electricity system, the electricity system and market operator shall contract service providers by implementing the competitive bidding or bid appointment procedures.

6. Payment mechanism

a) Payment made on the spot market

- The electricity system and market operator shall calculate payments and make such payments to spot market participants in accordance with regulations on the competitive wholesale electricity market.

- Buyers of electricity purchased on the spot market shall be responsible for implementing regulations on guarantee for payment of power bills on the spot market. In the event that buyers are in breach of regulations on payment of power bills, the electricity system and market operator shall be entitled to use monetary amounts given as such guarantee to make payment in accordance with power market regulations.

b) Settlement of contracts: The seller and the buyer shall directly make payment under terms and conditions of the power purchase agreement between the seller and the buyer.

c) Payment of service costs arising in the competitive wholesale electricity market:

- The electricity system and market operator shall collect the fee for dispatch and operation of the electricity system and the fee for management of transactions occurring on the electricity market, and ensure that these fee amounts can cover its costs of investment in infrastructure facilities and operating expenditures;

- The National Power Transmission Corporation can receive payment subject to electricity transmission price regulations issued by the Ministry of Industry and Trade, and ensure its full recovery of costs incurred and acceptable profitability level in order to be capable of investing in development of the transmission grid as stated in the specified plan.

...

...

...

8. Mechanism for cross-subsidization between Power Corporations

a) Cross-subsidization purposes: Handling the difference in costs of power distribution and structure of customers between Power Corporations;

b) The Vietnam Electricity Corporation shall be responsible for cross-subsidization between Power Corporations in accordance with regulations issued by the Ministry of Industry and Trade, and the Ministry of Finance.

9. When satisfying requirements concerning infrastructure facilities used for operation of the electricity system and market, the Electricity Regulatory Authority shall be responsible for considering and sending the Ministry of Industry and Trade the request for permission to:

- Regulation interval: reduce the reoffer interval to less than 30 minutes;

- Reoffer interval: reduce the reoffer interval to less than 6 hours;

- Scheduling of mobilization of generating sets: apply the simulation model of the entire transmission grid;

- Market price determination: change to the mechanism for determination of prices based on 3 nodes or zonal hubs standing for 3 regions (North, Central Coast and South), and then step-by-step add more nodes or hubs to the model of calculation of market price. The ex-ante pricing mechanism identically associated with the mechanism for scheduling co-optimization of energy and frequency control service shall be applied. Entities involved shall be allowed to apply the Financial Transmission Rights mechanism for risk management.

10. The Electricity Regulatory Authority shall assume responsibility for considering and sending the Ministry of Industry and Trade the request for permission to: i) change the cost-based pool model to the price-based pool model when meeting prerequisites; ii) implement the following mechanisms in the price-based pool:

...

...

...

b) Water valuation: The electricity system and market operator shall calculate value of water during its operation schedule. Generators shall, on its own, valuate water to make its offer.

Article 2. Plan to develop the competitive wholesale electricity market

1. The stage of preparation for the competitive wholesale electricity market expected to take place by the end of 2015

a) Complete and submit to the Prime Minister the proposal to restructure the electricity sector with the aim of developing the competitive wholesale electricity market;

b) Prepare a complete proposal to develop information technology facilities for operation and oversight of the competitive wholesale electricity market for submission to the Ministry of Industry and Trade to obtain its approval;

c) Design and release the outline of contents of training or capability improvement training activities for power market participants.

2. The stage of first-step pilot operation of the competitive wholesale electricity market expected to take place in 2016 (all calculations and simulated operations will be sketched out on paper and actual payments do not occur).

a) First-step pilot operation of the competitive wholesale electricity market: Continue to operate the competitive power generation market in reality. Mechanisms of the competitive wholesale electricity market (such as vesting, settlement or cross-subsidization) will be presented through calculation or simulation carried out on paper;

b) Establishment of the legal documentation system: Issue the Circular on operation of the competitive wholesale electricity market; begin to make relevant regulations in order to develop the competitive wholesale electricity market;

...

...

...

d) Begin to invest in the infrastructure system according to the approved proposal of the Ministry of Industry and Trade;

dd) Hold basic and advanced training courses attended by all power market participants;

e) Review and assess the pilot operation of the competitive wholesale electricity market carried out on paper, and consider revising any mechanism for the second-step operation of the competitive wholesale electricity market.

3. The stage of second-step pilot operation of the competitive wholesale electricity market expected to take place in the period of 2017 - 2018.

a) Test mechanisms for realistic operation of the competitive wholesale electricity market;

b) Update and improve regulations on operation of the competitive wholesale electricity market and other relevant ones;

c) Restructure the electricity sector according to the proposal already approved by the Prime Minister; finish transforming the National Load Dispatch Center into an entity with the independent accounting regime affiliated to the Vietnam Electricity Corporation by 2017;

d) Invest in information technology facilities according to the proposal already approved by the Ministry of Industry and Trade; complete and test operation of the Market Management System (VWEM MMS);

dd) Continue and finish training courses attended by market participants;

...

...

...

4. The stage of the complete operation of the competitive wholesale electricity market expected to take place from 2019.

Article 3. Implementation

1. The Electricity Regulatory Authority shall assume the following responsibilities:

a) Establish and improve the proposal to restructure the electricity sector to support development of the competitive wholesale electricity market for submission to the Ministry of Industry and Trade and then the Prime Minister in December of 2015;

b) Prepare an outline of contents of training in the competitive wholesale electricity market and implementation plan, and submit that outline to the Ministry of Industry and Trade for its publication in December of 2015;

c) Develop and improve the legal documentation system necessary for each stage of development of the competitive wholesale electricity market;

d) Prepare the plan for pilot operation of the competitive wholesale electricity market in 2016 for submission to the Ministry of Industry and Trade before being released in December of 2015;

dd) Continue to study and suggest measures to handling issues that may arise in the competitive wholesale electricity market, including:

- Roadmap for transformation into the price-based pool and mechanism for capacity adequacy of the electricity system;

...

...

...

- Conduct research in development of the mechanism for cross-subsidization between Power Corporations or for separation of power distribution costs (prices) arising in power distribution and retail activities of Power Corporations;

- Specify ancillary services, technical standards and mechanisms for purchase or mobilization of ancillary services in the competitive wholesale electricity market;

- Develop the mechanism for trade in and mobilization of power sources that do not participate in the power market, such as imported power sources and power sources derived from new energy, etc.

- Establish the mechanism for payment of power bills on the spot market, and calculation of taxes existing in the competitive wholesale electricity market;

- Establish the centralized exchange contracting and financial transmission right mechanism.

e) Undertake and collaborate with the Vietnam Electricity Corporation and its affiliates participating in the market in training or capability improvement training courses attended by these entities, and in satisfaction of demands of the competitive wholesale electricity market.

2. The Vietnam Electricity Corporation shall assume the following responsibilities:

a) Promptly prepare a complete proposal to develop information technology facilities for operation and oversight of the competitive wholesale electricity market to meet requirements for operation of the competitive wholesale electricity market, particularly those set out in Clause 9 Article 1 of this Decision, and submit it to the Ministry of Industry and Trade for its approval in December of 2015;

b) Promptly prepare a complete proposal to improve capacity of market participants and submit it to the Ministry of Industry and Trade for its approval in the fourth quarter of 2015;

...

...

...

d) Study and recommend the mechanism for reducing the offtake rate during the process of negotiating a contract with a BOT investor and counsel the Ministry of Industry and Trade to give the incentive policy to BOT power plants wishing to participate in the competitive wholesale electricity market;

dd) Invest in infrastructure facilities necessary for operation of the power market which are used by its affiliates so that they can perform their duties in the competitive wholesale electricity market and used by the Electricity Regulatory Authority to facilitate its supervisory operations;

e) Hold training sessions to improve capacity of power market participants;

g) Hire external and independent auditors to audit tools and software used for assisting in operation of the competitive wholesale electricity market;

h) Send a quarterly report to the Electricity Regulatory Authority on preparations for operation of the competitive wholesale electricity market.

3. Generators, Power Corporations, National Power Transmission Corporation, National Load Dispatch Center and Electric Power Trading Company shall assume the following responsibilities:

a) Invest in and improve facilities and equipment necessary for participation in the competitive wholesale electricity market according to the design already approved within their jurisdiction, and ensure these facilities and equipment are compatible with information technology system for the competitive wholesale electricity market which have already been approved;

b) Set up the training plan according to the content outline released by the Ministry of Industry and Trade, provide adequate funds and employees for implementation of the training plan issued by the Ministry of Industry and Trade;

c) Ensure sufficient personnel and actively participate in the training program and provide funds for capability improvement training courses attended by their affiliates to meet requirements for participation in the competitive wholesale electricity market on schedule;

...

...

...

Article 4. Director of the Electricity Regulatory Authority, Chief of the Ministry Office, Chief Ministry Inspector, Directors or Directors General of relevant Departments or Authorities affiliated to Ministries, Director General of the Vietnam Electricity Corporation, generators, organizations, or individuals concerned, shall be responsible for implementing this Decision./.

PP. THE MINISTER
THE DEPUTY MINISTER




Hoang Quoc Vuong