Thông tư 18/2012/TT-BCT quy định Giám sát thị trường phát điện cạnh tranh

• Số hiệu: 18/2012/TT-BCT
• Loại văn bản: Thông tư
• Nơi ban hành: Bộ Công thương
• Người ký: Hoàng Quốc Vượng
• Ngày ban hành: 29/06/2012

BỘ CÔNG THƯƠNG --------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ----------------
Số: 18/2012/TT-BCT	Hà Nội, ngày 29 tháng 06 năm 2012

THÔNG TƯ

QUY ĐỊNH GIÁM SÁT THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH

Căn cứ Nghị định số 189/2007/NĐ-CP ngày 27 tháng 12 năm 2007 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương; Nghị định số 44/2011/NĐ-CP ngày 14 tháng 6 năm 2011 của Chính phủ sửa đổi, bổ sung Điều 3 Nghị định số 189/2007/NĐ-CP ngày 27 tháng 12 năm 2007 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;

Căn cứ Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 của Thủ tướng Chính phủ về việc phê duyệt lộ trình, các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam;

Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy định giám sát thị trường phát điện cạnh tranh như sau:

Chương 1.

QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1. Phạm vi điều chỉnh

Thông tư này quy định về hoạt động giám sát thị trường phát điện cạnh tranh và trách nhiệm của các đơn vị tham gia thị trường điện lực.

Điều 2. Đối tượng áp dụng

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

1. Đơn vị phát điện.

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

3. Đơn vị Mua buôn duy nhất.

4. Đơn vị truyền tải điện.

5. Đơn vị phân phối điện.

Điều 3. Giải thích từ ngữ

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

1. Can thiệp thị trường được quy định tại Điều 55 của Thông tư số 18/2010/TT-BCT ngày 10 tháng 5 năm 2010 của Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh (sau đây gọi tắt là Thông tư số 18/2010/TT-BCT).

2. Dịch vụ phụ trợ là các dịch vụ điều chỉnh tần số, dự phòng quay, dự phòng khởi động nhanh, dự phòng nguội, vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện, điều chỉnh điện áp và khởi động đen.

3. Dữ liệu thị trường điện là các dữ liệu về tất cả các số liệu đầu vào, đầu ra của công tác lập kế hoạch vận hành thị trường và hệ thống điện; tính toán thanh toán thị trường điện sau ngày vận hành do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán, quản lý.

4. Đơn vị mua buôn duy nhất là Đơn vị mua điện duy nhất trong thị trường điện, có chức năng mua toàn bộ điện năng qua thị trường điện và qua hợp đồng mua bán điện.

5. Đơn vị phát điện là đơn vị sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện tham gia thị trường điện và ký hợp đồng mua bán điện giữa các nhà máy điện này với Đơn vị mua buôn duy nhất.

6. Đơn vị phân phối điện là Tổng Công ty điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối và bán lẻ điện.

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

8. 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.

9. Giá công suất thị trường (CAN) là mức giá cho một đơn vị công suất tác dụng xác định cho mỗi chu kỳ giao dịch, áp dụng để tính toán khoản thanh toán công suất cho các đơn vị phát điện trong thị trường điện.

10. Giá thị trường toàn phần (FMP) là tổng của giá thị trường điện năng (SMP) và giá công suất (CAN) trong một chu kỳ giao dịch.

11. Hợp đồng mua bán điện là văn bản thỏa thuận mua bán điện giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và đơn vị phát điện hoặc xuất khẩu, nhập khẩu điện.

12. Hợp đồng mua bán điện dạng sai khác là hợp đồng mua bán điện ký kết giữa Đơn vị mua buôn duy nhất với đơn vị phát điện giao dịch trực tiếp trên thị trường điện theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.

13. Lập lịch sau ngày vận hành là lập lịch tính giá điện năng thị trường và lập lịch xác định lượng công suất thanh toán theo quy định tại Thông tư số 18/2010/TT-BCT.

14. Quy định thị trường điện là các nội dung về vận hành Thị trường điện được quy định tại Thông tư số 18/2010/TT-BCT và Thông tư số 45/2011/TT-BCT ngày 30 tháng 12 năm 2011 của Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 18/2010/TT-BCT.

15. Quy trình thị trường điện là các quy trình cụ thể để vận hành thị trường điện được quy định tại Điều 109 Thông tư số 18/2010/TT-BCT và các quy trình hướng dẫn việc thực hiện Thông tư số 12/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải, Thông tư số 27/2009/TT-BCT ngày 25 tháng 9 năm 2009 của Bộ Công Thương quy định về Đo đếm điện năng trong thị trường phát điện cạnh tranh.

16. Thành viên thị trường điện là đơn vị tham gia vào các hoạt động giao dịch hoặc cung cấp dịch vụ trên thị trường điện quy định tại Điều 2 Thông tư 18/2010/TT-BCT.

Chương 2.

NGUYÊN TẮC VÀ PHẠM VI GIÁM SÁT THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 4. Nguyên tắc giám sát thị trường điện

Các nguyên tắc cơ bản của công tác giám sát thị trường điện được quy định như sau:

1. Phân cấp giám sát thị trường điện

a) Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm giám sát toàn bộ các hoạt động của thị trường điện;

b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện một số chức năng giám sát thị trường điện, đánh giá hiệu quả vận hành thị trường theo quy định tại Thông tư này;

c) Các đơn vị thành viên thị trường khác có trách nhiệm phối hợp với Cục Điều tiết điện lực và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong giám sát thị trường điện; phát hiện và báo cáo Cục Điều tiết điện lực các vấn đề phát sinh, các hành vi có dấu hiệu vi phạm trong quá trình vận hành thị trường điện.

2. Các phân tích, đánh giá, kiểm tra và biện pháp xử lý phải căn cứ trên các quy định vận hành thị trường điện, hệ thống điện và các quy định có liên quan.

3. Các hoạt động giám sát thị trường điện phải căn cứ theo các thông tin, dữ liệu và các kết quả vận hành thị trường điện, cụ thể như sau:

a) Các thông tin, dữ liệu, kết quả vận hành thị trường điện phải được công bố cho các đơn vị thành viên thị trường theo phân quyền truy cập thông tin đã quy định trong Quy định thị trường phát điện cạnh tranh và các quy trình vận hành thị trường điện có liên quan;

b) Trong quá trình giám sát thị trường điện, Cục Điều tiết điện lực được phép tiếp cận, truy cập toàn bộ các thông tin, dữ liệu thị trường điện và yêu cầu các đơn vị thành viên thị trường điện cung cấp thêm các thông tin bổ sung để phục vụ cho công tác giám sát, kiểm tra hoạt động của các đơn vị trên thị trường điện.

4. Các báo cáo giám sát thị trường điện và các kết quả đánh giá, kiểm tra hoạt động thị trường điện phải được công bố, đảm bảo tính minh bạch, bình đẳng, không phân biệt đối xử giữa các thành viên thị trường và tuân thủ các quy định của pháp luật có liên quan.

Điều 5. Phạm vi giám sát thị trường điện

Công tác giám sát thị trường điện tập trung vào các nội dung sau:

1. Kết quả vận hành thị trường điện

a) Đánh giá và kiểm tra các kết quả thị trường;

b) Tiến hành điều tra, phân tích, nghiên cứu sâu hơn đối với các kết quả vận hành thị trường điện nếu phát hiện có dấu hiệu bất thường.

2. Hành vi của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch trên thị trường

a) Đánh giá sự tuân thủ, chấp hành các quy định thị trường điện;

b) Đánh giá khả năng các đơn vị phát điện nộp các bản chào có phản ánh được các ràng buộc trong vận hành hoặc ràng buộc trong hợp đồng mua bán điện;

c) Kiểm tra, đánh giá các trường hợp có dấu hiệu lạm dụng vị trí độc quyền, vị trí thống lĩnh thị trường;

d) Kiểm tra, đánh giá các trường hợp có hành vi có dấu hiệu cạnh tranh không lành mạnh.

3. Hành vi của Đơn vị mua buôn duy nhất

a) Đánh giá sự tuân thủ, chấp hành các quy định và quy trình vận hành thị trường điện;

b) Đánh giá các khó khăn, vướng mắc nảy sinh trong quá trình thực thi các quy định thị trường điện;

c) Kiểm tra, nghiên cứu các khó khăn, vướng mắc do Đơn vị mua buôn duy nhất báo cáo về việc không thể đáp ứng các quy định hoặc quy trình vận hành thị trường điện.

4. Công tác vận hành thị trường điện của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

a) Đánh giá sự tuân thủ, chấp hành các quy định và quy trình vận hành thị trường điện;

b) Đánh giá các khó khăn, vướng mắc nảy sinh trong quá trình thực thi các quy định thị trường điện;

c) Kiểm tra, nghiên cứu các khó khăn, vướng mắc do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện báo cáo về việc không thể đáp ứng các quy định hoặc quy trình vận hành thị trường điện.

5. Công tác vận hành của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đối với các đơn vị phát điện giao dịch gián tiếp

a) Đánh giá và kiểm tra công tác vận hành của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;

b) Đánh giá và kiểm tra công tác vận hành của các đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ;

c) Đánh giá và kiểm tra công tác vận hành các nhà máy điện không tham gia thị trường.

6. Công tác phân bổ sản lượng hợp đồng của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

a) Đánh giá sản lượng giao dịch trên thị trường giao ngay của từng nhà máy điện;

b) Đánh giá tính hợp lý của sản lượng hợp đồng được phân bổ đối với các nhà máy điện và Đơn vị mua buôn duy nhất.

7. Thanh toán

a) Kiểm tra các thanh toán được thực hiện cho các đơn vị phát điện;

b) Kiểm tra các trường hợp thanh toán có ràng buộc phát tăng thêm;

c) Kiểm tra các thanh toán điện năng và công suất;

d) Kiểm tra các khoản thanh toán khác.

8. Cấu trúc ngành điện và cơ cấu sở hữu

a) Đánh giá cơ cấu sở hữu trong thị trường điện lực;

b) Kiểm tra thị phần của các đơn vị điện lực.

Chương 3.

GIÁM SÁT THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH

MỤC 1. GIÁM SÁT THỊ TRƯỜNG ĐIỆN THƯỜNG XUYÊN

Điều 6. Giám sát các kết quả vận hành thị trường điện

1. Nội dung giám sát kết quả vận hành thị trường điện

a) Các kết quả lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới, tháng tới và tuần tới, bao gồm:

- Giá trần thị trường điện;

- Giá công suất thị trường và các kết quả tính toán Nhà máy điện mới tốt nhất;

- Giá điện năng thị trường và giá thị trường toàn phần dự kiến;

- Giá trị nước và giá trần bản chào của các nhà máy thủy điện;

- Giá trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện;

- Mức nước giới hạn hồ chứa của các nhà máy thủy điện;

- Kết quả phân loại tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh.

b) Các kết quả lập lịch huy động ngày tới, bao gồm cả lập lịch có ràng buộc và lập lịch không ràng buộc, kết quả lập lịch huy động giờ tới và lập lịch sau ngày vận hành, bao gồm:

- Giá điện năng thị trường và giá thị trường toàn phần;

- Tổ máy chạy biên;

- Phụ tải dự báo;

- Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa và các nguyên nhân dẫn đến không đảm bảo công suất khả dụng;

- Mức suy giảm công suất khả dụng, do sự cố;

- Mức nước giới hạn hồ chứa của các nhà máy thủy điện;

- Lượng công suất chào bán, so sánh với lượng công suất khả dụng công bố có xét đến lịch bảo dưỡng sửa chữa và giới hạn điện năng phát của các nhà máy thủy điện;

- Thứ tự huy động các tổ máy phát điện;

- Đường cung;

- Bản chào giá của các tổ máy;

- Sắp xếp bản chào giá các tổ máy theo từng nhóm (theo công nghệ phát điện, theo nhiên liệu, theo phân loại thành viên tham gia thị trường điện của các nhà máy điện);

- Biến động của giá thị trường theo nhu cầu phụ tải;

- Lịch huy động theo từng tổ máy và theo nhiên liệu;

- Giới hạn truyền tải và trào lưu công suất dự kiến trên lưới điện 500kV;

- Danh sách các ràng buộc an ninh hệ thống được xét đến khi lập lịch huy động có ràng buộc;

- Các điều chỉnh số liệu đầu vào của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cho lập lịch huy động ngày tới, bao gồm: điều chỉnh biểu đồ phát điện của các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu, các thay đổi trong bản chào của các tổ máy...;

- Các thay đổi trong bản chào dùng cho lập lịch ngày tới, giờ tới và lập lịch sau ngày vận hành.

2. Các vấn đề bất thường trong vận hành thị trường điện căn cứ theo các kết quả giám sát vận hành thị trường điện, cụ thể như sau:

a) Có biến động lớn về giá điện năng thị trường, phụ tải, bản chào của các tổ máy, lượng công suất chào trong chu kỳ giao dịch so với các chu kỳ giao dịch tiếp theo;

b) Có khác biệt lớn của các kết quả lập lịch huy động ngày tới, giờ tới và lập lịch sau ngày vận hành, bao gồm:

- Lịch huy động tổ máy so với công suất thực phát;

- Phụ tải dự báo so với phụ tải thực tế;

- Lượng công suất chào của các tổ máy;

- Giá điện năng thị trường dự kiến so với giá điện năng thị trường thực tế;

- Thứ tự huy động các tổ máy phát điện, hành vi chào giá của các đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch so với các chu kỳ giao dịch tiếp theo;

- Giá điện năng thị trường tăng đột biến, và các chu kỳ có mức giá điện năng thị trường quá cao;

- Các chỉ số, thông số vận hành được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.

Điều 7. Giám sát hành vi của các thành viên thị trường điện

Nội dung giám sát hành vi của các đơn vị thành viên khi tham gia các hoạt động trên thị trường điện bao gồm:

1. Hành vi chào giá của đơn vị phát điện giao dịch trực tiếp

a) Đối với các nhà máy nhiệt điện:

- So sánh lượng công suất chào với công suất đặt, công suất khả dụng;

- So sánh lượng công suất chào với công suất phát ổn định thấp nhất, để đánh giá khả năng quản lý ràng buộc về công suất tối thiểu trong quá trình lập bản chào;

- So sánh mức công suất lập lịch với mức công suất chào;

- So sánh mức công suất lập lịch với mức công suất huy động thực tế.

b) Đối với các nhà máy thủy điện:

- So sánh lượng công suất chào với công suất khả dụng có xét đến các giới hạn về điện năng phát;

- So sánh mức giá chào với mức giá trần bản chào;

- So sánh mức công suất lập lịch với mức công suất chào;

- So sánh mức công suất lập lịch với mức công suất huy động thực tế.

c) Xem xét kế hoạch sửa chữa bảo dưỡng của các đơn vị phát điện giao dịch trực tiếp và các nguyên nhân dẫn đến ngừng, giảm công suất phát;

d) Xem xét các trường hợp ngừng máy bắt buộc của các đơn vị phát điện giao dịch trực tiếp và các nguyên nhân.

2. Hành vi tham gia thị trường điện của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

a) Vận hành các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu:

- Đánh giá, so sánh biểu đồ huy động các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo các kết quả lập kế hoạch vận hành tháng tới, tuần tới, lập lịch huy động ngày tới, giờ tới và biểu đồ huy động thực tế;

- Đánh giá nguyên nhân dẫn đến việc Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện điều chỉnh biểu đồ huy động của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong lập lịch giờ tới và đối chiếu với các giới hạn điều chỉnh quy định tại Quy định thị trường điện;

- So sánh biểu đồ huy động dự kiến với mức huy động thực tế và xác định các nguyên nhân nếu có sự sai khác lớn.

b) Vận hành các đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ:

- Đánh giá phần công suất được tách riêng để cung cấp dịch vụ phụ trợ;

- Xem xét, đánh giá các tình huống Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cần huy động các tổ máy cung cấp dịch vụ phụ trợ và nguyên nhân kèm theo.

c) Vận hành một số đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch:

- Nguyên tắc vận hành các nhà máy này là cố định biểu đồ phát điện trong quá trình lặp lịch huy động;

- Kiểm tra mức giá chào của các đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chào căn cứ theo giá hợp đồng.

3. Hành vi tham gia thị trường điện của Đơn vị mua buôn duy nhất

a) Đánh giá việc công bố biểu đồ nhập khẩu và xuất khẩu điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

b) Đánh giá hành vi chào giá thay cho các nhà máy điện BOT;

c) Đánh giá hành vi chào giá thay cho các nhà máy điện bị tạm dừng quyền chào giá và việc cung cấp các thông tin cần thiết từ phía các nhà máy điện này cho Đơn vị mua buôn duy nhất để thực hiện chào giá thay.

Điều 8. Giám sát, đánh giá kết quả phân bổ sản lượng hợp đồng

Nội dung giám sát, đánh giá kết quả phân bổ sản lượng hợp đồng, bao gồm:

1. Đánh giá kết quả xác định sản lượng hợp đồng năm và phân bổ sản lượng hợp đồng vào từng tháng, từng giờ do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện cho từng nhà máy điện.

2. So sánh, đối chiếu kết quả tính toán phân bổ sản lượng hợp đồng với tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo hợp đồng do Cục Điều tiết điện lực quy định theo Quy định thị trường điện.

3. Đánh giá sản lượng điện năng mua trên thị trường giao ngay trong từng chu kỳ giao dịch của Đơn vị mua buôn duy nhất.

4. Đánh giá sản lượng giao dịch trên thị trường giao ngay của đơn vị phát điện trong từng chu kỳ giao dịch.

5. Các chỉ số đánh giá sản lượng hợp đồng và sản lượng giao dịch qua thị trường giao ngay được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.

Điều 9. Giám sát, đánh giá kết quả tính toán thanh toán

Nội dung giám sát, đánh giá kết quả tính toán thanh toán, bao gồm:

1. Xem xét, đánh giá một số kết quả việc tính toán thanh toán để đánh giá tính tuân thủ các quy định về tính toán thanh toán trong Quy định thị trường phát điện cạnh tranh.

2. Xem xét đánh giá các trường hợp tổ máy phát phát tăng hoặc giảm công suất do ràng buộc an ninh hệ thống và các nguyên nhân dẫn đến tình trạng này.

3. Đánh giá các mức thanh toán giao dịch trên thị trường, bao gồm: thanh toán điện năng, thanh toán công suất và thanh toán cho dịch vụ phụ trợ.

4. Đánh giá doanh thu của một số nhà máy điện điển hình cho từng nhóm nhà máy điện chạy nền, chạy lưng, chạy đỉnh bằng cách so sánh mức doanh thu của các nhà máy điển hình này với mức doanh thu dự kiến tính toán theo các tiêu chuẩn nhằm các mục tiêu sau:

a) Đánh giá khả năng thu hồi vốn của các nhà máy điện trên thị trường;

b) Đánh giá việc áp dụng cơ chế thanh toán giá công suất CAN.

5. Xem xét đánh giá các trường hợp tổ máy chào giá cao hơn giá trần thị trường điện.

6. Xem xét đánh giá các trường hợp tổ máy phát sai khác so với lệnh điều độ và các nguyên nhân dẫn đến tình trạng này.

Điều 10. Trách nhiệm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong giám sát vận hành thị trường điện

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm theo dõi giám sát các hoạt động vận hành của thị trường điện trong thời gian thực, bao gồm:

1. Giám sát vận hành thị trường điện trong thời gian thực

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm theo dõi giám sát việc tuân thủ quy định của các đơn vị thành viên thị trường điện trong các hoạt động vận hành thị trường điện hàng ngày. Nội dung giám sát bao gồm:

- Công tác nộp bản chào giá của các đơn vị phát điện: tuân thủ theo các quy định về thời gian biểu, biểu mẫu bản chào và các quy định có liên quan khác;

- Công tác vận hành các tổ máy phát điện của các đơn vị phát điện theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

- Công tác cung cấp các dịch vụ phụ trợ theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

- Việc cung cấp thông tin, thông số kỹ thuật đầy đủ và chính xác của các đơn vị phát điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để phục vụ vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

- Các hoạt động vận hành thị trường điện và hệ thống điện khác theo quy định hiện hành.

b) Trong quá trình vận hành thị trường điện và hệ thống điện hàng ngày, nếu phát hiện hành vi có dấu hiệu vi phạm của đơn vị thành viên thị trường gây ảnh hưởng đến an ninh vận hành hệ thống điện trong thời gian thực, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm:

- Thực hiện các biện pháp can thiệp cần thiết để đảm bảo an ninh hệ thống điện trong quá trình vận hành thời gian thực theo các quy định, các quy trình có liên quan;

- Đưa ra cảnh báo cho đơn vị có hành vi có dấu hiệu vi phạm;

- Báo cáo Cục Điều tiết điện lực về hành vi có dấu hiệu vi phạm của đơn vị thành viên thị trường và các biện pháp xử lý, can thiệp của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

2. Can thiệp thị trường điện

Can thiệp thị trường điện là hành động thay đổi chế độ vận hành bình thường của thị trường điện, cụ thể như sau:

a) Trong quá trình vận hành hàng ngày, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm theo dõi giám sát các hoạt động vận hành thị trường điện và hệ thống điện, kịp thời phát hiện các tình huống bất thường và sự cố trong quá trình vận hành thị trường điện và hệ thống điện gây ảnh hưởng đến an ninh hệ thống điện;

b) Trong trường hợp phát hiện các tình huống bất thường và sự cố gây ảnh hưởng đến an ninh hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện các biện pháp can thiệp thị trường trong trường hợp cần thiết, tuân thủ theo Quy định thị trường điện;

c) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố trên Trang thông tin điện tử thị trường điện và báo cáo Cục Điều tiết điện lực về các biện pháp can thiệp thị trường điện đã thực hiện.

3. Đề xuất tạm dừng vận hành thị trường điện

a) Trong trường hợp phát hiện các tình huống bất thường hoặc sự cố trong vận hành hệ thống điện, thị trường điện có thể dẫn đến việc phải tạm dừng vận hành thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực các thông tin có liên quan, bao gồm:

- Mô tả chi tiết về tình huống bất thường hoặc sự cố;

- Phân tích, đánh giá mức độ ảnh hưởng của tình huống bất thường hoặc sự cố đến công tác vận hành thị trường điện;

- Phương hướng giải quyết, xử lý tình huống bất thường, khắc phục sự cố để vận hành lại thị trường điện;

- Đề xuất tạm dừng vận hành vận hành thị trường điện và thời gian dừng vận hành dự kiến.

b) Căn cứ theo báo cáo của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm thẩm định nội dung báo cáo, thực hiện kiểm tra, xác minh cần thiết để xem xét dừng vận hành thị trường điện tuân thủ theo Quy định thị trường điện.

Điều 11. Trách nhiệm của Cục Điều tiết điện lực trong giám sát thị trường điện thường xuyên

1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm giám sát vận hành thị trường điện thường xuvên. Các đơn vị thành viên thị trường điện có trách nhiệm cung cấp các thông tin cần thiết để phục vụ giám sát thị trường điện, báo cáo Cục Điều tiết điện lực các vấn đề bất thường.

2. Trình tự giám sát thị trường điện thường xuyên:

a) Thu thập dữ liệu, thông tin cần thiết, bao gồm:

- Các dữ liệu vận hành thị trường điện thu thập từ Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và các đơn vị thành viên thị trường khác theo quy định tại Chương IV Thông tư này;

- Các thông tin, dữ liệu cần thiết khác về các trường hợp bất thường phát sinh trong quá trình vận hành thị trường điện do các đơn vị thành viên thị trường báo cáo.

b) Thực hiện phân tích, đánh giá các nội dung về vận hành thị trường điện theo quy định tại Điều 6, Điều 7, Điều 8 và Điều 9 Thông tư này. Trong trường hợp cần thiết, thực hiện các đánh giá, phân tích chuyên sâu để xác minh các vấn đề bất thường trong vận hành thị trường điện hoặc các hành vi vi phạm của các đơn vị thành viên thị trường theo quy định tại khoản 2 Điều 12 Thông tư này;

c) Lập báo cáo tuần về kết quả giám sát thị trường điện theo mẫu quy định tại Phụ lục 2 Thông tư này.

Điều 12. Xử lý kết quả giám sát thị trường điện thường xuyên

1. Căn cứ theo các kết quả thực hiện giám sát vận hành thị trường điện quy định tại Điều 11 Thông tư này, Cục Điều tiết điện lực thực hiện đánh giá chuyên sâu và xác minh vi phạm trong trường hợp phát hiện các dấu hiệu sau đây:

a) Thị trường vận hành kém hiệu quả do các hạn chế từ các đơn vị phát điện;

b) Thị trường vận hành kém hiệu quả do các vấn đề còn tồn tại, chưa hợp lý trong Quy định thị trường điện và các quy định có liên quan;

c) Hành vi lạm dụng vị trí độc quyền, vị trí thống lĩnh thị trường hay các hành vi cạnh tranh không lành mạnh của các đơn vị phát điện;

d) Các trường hợp bất thường khác.

2. Trong trường hợp phát hiện các dấu hiệu quy định tại khoản 1 Điều này, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm:

a) Thu thập thêm các thông tin cần thiết cho việc phân tích, đánh giá từ các đơn vị thành viên thị trường điện và các đơn vị liên quan;

b) Thực hiện phân tích, đánh giá chuyên sâu và chi tiết về các vấn đề có dấu hiệu bất thường để xác minh bản chất và nguyên nhân của vấn đề và các đơn vị có liên quan;

c) Trong trường hợp phát hiện các vấn đề bất thường liên quan đến việc tuân thủ và thực thi Quy định thị trường điện: thực hiện đánh giá, kiểm tra theo quy định tại Mục 2 Chương này;

d) Trong trường hợp phát hiện các vấn đề bất thường liên quan đến hành vi cạnh tranh của các đơn vị thành viên thị trường, thực hiện điều tra theo quy định tại Mục 4 Chương này;

đ) Trong trường hợp phát hiện các vấn đề bất thường phát sinh trong quá trình vận hành thị trường điện không thuộc phạm vi quy định tại Điều 6, Điều 7, Điều 8 và Điều 9 Thông tư này, hoặc chưa có quy định về tiêu chí, tiêu chuẩn để phân tích, đánh giá, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm:

- Nghiên cứu, xây dựng các phương pháp, chỉ số, tiêu chuẩn để phân tích, đánh giá từng trường hợp cụ thể;

- Thực hiện phân tích, đánh giá chi tiết và chuyên sâu để xác minh nguyên nhân, bản chất nội dung của vấn đề và các đơn vị có liên quan.

3. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm giám sát việc thực hiện các biện pháp xử lý và đánh giá ảnh hưởng, hiệu quả của các biện pháp này đối với việc vận hành thị trường điện.

MỤC 2. ĐÁNH GIÁ, GIÁM SÁT TUÂN THỦ QUY ĐỊNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 13. Nội dung đánh giá, giám sát tuân thủ Quy định thị trường điện

Nội dung đánh giá, giám sát tuân thủ Quy định thị trường điện bao gồm:

1. Đánh giá, giám sát tuân thủ Quy định thị trường điện và các quy trình liên quan của các thành viên thị trường.

2. Đánh giá tính đầy đủ và phù hợp của Quy định thị trường điện và các quy trình liên quan.

3. Đánh giá, xác định các vấn đề vướng mắc, hạn chế trong quá trình thực hiện Quy định thị trường điện và các quy trình liên quan.

Điều 14. Trình tự đánh giá, giám sát tuân thủ Quy định thị trường điện

Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm thực hiện đánh giá sự tuân thủ của các đơn vị theo trình tự sau đây:

1. Thu thập dữ liệu đầu vào, bao gồm:

a) Báo cáo định kỳ hàng năm, hàng tháng của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đánh giá sự tuân thủ quy định thị trường của các thành viên thị trường theo các nội dung:

- Cung cấp và công bố thông tin phục vụ vận hành thị trường điện, hệ thống điện;

- Hành vi chào giá của các đơn vị;

- Tuân thủ lệnh điều độ.

b) Các dữ liệu, số liệu vận hành thị trường điện;

c) Báo cáo, kiến nghị do các đơn vị thành viên thị trường gửi Cục Điều tiết điện lực;

d) Các thông tin, dữ liệu cần thiết khác.

2. Tiến hành kiểm tra hoạt động thị trường điện.

3. Yêu cầu thực hiện kiểm toán độc lập đột xuất các quy trình, phần mềm phục vụ công tác vận hành thị trường điện của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong trường hợp cần thiết.

4. Lập và công bố báo cáo đánh giá, giám sát tuân thủ Quy định thị trường điện theo quy định tại Điều 22 Thông tư này.

Điều 15. Xử lý kết quả đánh giá, giám sát tuân thủ Quy định thị trường điện

Căn cứ kết quả giám sát tuân thủ Quy định thị trường điện, Cục Điều tiết điện lực xem xét, áp dụng các biện pháp xử lý phù hợp, cụ thể như sau:

1. Báo cáo, đề xuất Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung Quy định thị trường điện để khắc phục các vướng mắc, bất cập trong quá trình thực hiện Quy định thị trường điện và các quy trình liên quan.

2. Sửa đổi, bổ sung các quy trình vận hành thị trường điện để khắc phục các vướng mắc, bất cập trong quá trình thực hiện.

3. Trường hợp phát hiện dấu hiệu vi phạm Quy định thị trường điện và các quy trình liên quan, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tiến hành điều tra vi phạm theo quy định tại Điều 19 Thông tư này.

MỤC 3. ĐÁNH GIÁ CẤU TRÚC NGÀNH ĐIỆN, CƠ CẤU SỞ HỮU VÀ GIÁM SÁT HÀNH VI CẠNH TRANH

Điều 16. Đánh giá cấu trúc ngành điện và cơ cấu sở hữu

1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm giám sát, đánh giá cấu trúc ngành điện và cơ cấu sở hữu theo định kỳ hàng năm, hàng quý hoặc khi có sự thay đổi về cấu trúc hoặc cơ cấu sở hữu ngành điện.

2. Nội dung đánh giá cấu trúc ngành điện và cơ cấu sở hữu bao gồm:

a) Đánh giá cấu trúc ngành điện theo từng khâu:

- Khâu phát điện;

- Khâu truyền tải điện;

- Khâu phân phối điện;

- Các đơn vị cung cấp dịch vụ trong thị trường điện.

b) Đánh giá cơ cấu sở hữu trong khâu phát điện, bao gồm:

- Mối quan hệ về sở hữu giữa các thành viên thị trường.

- Thị phần công suất đặt theo chủ sở hữu;

- Thị phần công suất đặt theo công nghệ phát điện;

- Thị phần công suất đặt theo khu vực địa lý;

3. Trình tự thực hiện giám sát, đánh giá cấu trúc ngành điện và cơ cấu sở hữu

a) Thu thập các dữ liệu cần thiết, bao gồm:

- Các dữ liệu về các đơn vị phát điện bao gồm danh sách các đơn vị phát điện, thông tin về các thành viên thị trường và thông tin kinh tế, kỹ thuật của các nhà máy.

- Số liệu cần thiết khác do các đơn vị thành viên thị trường báo cáo theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.

b) Tính toán các chỉ số, bao gồm:

- Thị phần công suất đặt và sản lượng điện năng theo chủ sở hữu;

- Thị phần công suất đặt và sản lượng điện năng theo đơn vị chào giá;

- Thị phần công suất đặt và sản lượng điện theo khu vực địa lý;

- Thị phần công suất đặt và sản lượng điện theo từng loại công nghệ phát điện.

c) Tiến hành đánh giá, phân tích:

- Đánh giá hiện trạng về cấu trúc ngành điện và cơ cấu sở hữu;

- Phân tích tác động, ảnh hưởng của cấu trúc ngành và cơ cấu sở hữu đối với các hoạt động thị trường điện.

d) Lập và công bố báo cáo giám sát, đánh giá cấu trúc ngành điện và cơ cấu sở hữu theo quy định tại Điều 22 Thông tư này.

Điều 17. Giám sát hành vi cạnh tranh

Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm giám sát các hành vi lạm dụng vị trí độc quyền, vị trí thống lĩnh hoặc các hành vi cạnh tranh không lành mạnh theo trình tự sau:

1. Thu thập dữ liệu, bao gồm:

a) Các báo cáo phát hiện hành vi có dấu hiệu vi phạm của đơn vị thành viên thị trường gửi cho Cục Điều tiết điện lực;

b) Các thông tin, số liệu vận hành thị trường điện;

c) Các dữ liệu cần thiết khác do các đơn vị tham gia thị trường cung cấp theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.

2. Thực hiện phân tích, đánh giá:

a) Đánh giá các hành vi chào giá của các đơn vị;

b) Đánh giá các kết quả vận hành thị trường điện;

c) Phân tích, thẩm định nội dung các báo cáo phát hiện hành vi có dấu hiệu vi phạm của các đơn vị thành viên thị trường gửi Cục Điều tiết điện lực;

d) Trường hợp cần thiết, tiến hành các cuộc họp với các đơn vị để tìm hiểu và làm rõ hơn các vấn đề liên quan.

3. Lập và công bố báo cáo giám sát hành vi cạnh tranh theo quy định tại Điều 22 Thông tư này.

MỤC 4. ĐIỀU TRA VI PHẠM

Điều 18. Các trường hợp điều tra vi phạm

Cục Điều tiết điện lực tiến hành điều tra vi phạm trong các trường hợp sau đây:

1. Phát hiện hành vi có dấu hiệu vi phạm căn cứ theo kết quả đánh giá, giám sát thị trường điện quy định tại các Mục 1, 2 và 3 Chương này.

2. Theo đề nghị của đơn vị thành viên thị trường.

3. Theo yêu cầu của các cơ quan có thẩm quyền.

Điều 19. Trình tự, thủ tục điều tra vi phạm

Trình tự, thủ tục điều tra được thực hiện theo quy định tại Thông tư số 27/2011/TT-BCT ngày 19 tháng 7 năm 2011 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định trình tự, thủ tục điều tra và xử phạt vi phạm trong lĩnh vực điện lực.

Điều 20. Các biện pháp xử lý vi phạm

Các biện pháp xử lý là những biện pháp được Cục Điều tiết điện lực (hoặc cơ quan có thẩm quyền) áp đặt đối với thành viên thị trường điện có hành vi vi phạm các quy định của pháp luật về thị trường điện, theo quy định tại Nghị định số 68/2010/NĐ-CP ngày 15 tháng 6 năm 2010 của Chính phủ quy định về xử phạt vi phạm pháp luật trong lĩnh vực điện lực và Quy định thị trường điện, bao gồm:

1. Cảnh cáo và yêu cầu giải trình.

2. Đình chỉ thành viên thị trường theo quy định tại Thông tư số 18/2010/TT-BCT.

3. Các hình thức xử phạt đối với đơn vị vi phạm theo quy định tại Nghị định số 68/2010/NĐ-CP ngày 15 tháng 6 năm 2010 của Chính phủ quy định về xử phạt vi phạm pháp luật trong lĩnh vực điện lực.

MỤC 5. BÁO CÁO GIÁM SÁT THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 21. Chế độ báo cáo của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

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

1. Lập và công bố báo cáo kết quả vận hành thị trường điện hàng ngày, hàng tuần, hàng tháng, hàng năm theo quy định tại Điều 95 Thông tư 18/2010/TT-BCT.

2. Lập và gửi Cục Điều tiết điện lực các báo cáo sau đây:

a) Báo cáo vận hành thị trường điện hàng tháng, hàng năm và báo cáo can thiệp thị trường theo quy định tại Điều 96 Thông tư 18/2010/TT-BCT;

b) Báo cáo về các kết quả giám sát thị trường điện theo quy định tại Điều 10 Thông tư này;

c) Báo cáo các nội dung theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.

Điều 22. Trách nhiệm báo cáo của Cục Điều tiết điện lực

1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm lập và công bố báo cáo giám sát thị trường phát điện định kỳ hàng tháng theo biểu mẫu quy định tại Phụ lục 3 Thông tư này.

2. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm lập và công bố báo cáo giám sát thị trường phát điện định kỳ hàng năm theo biểu mẫu quy định tại Phụ lục 4 Thông tư này.

Chương 4.

DỮ LIỆU PHỤC VỤ GIÁM SÁT THỊ TRƯỜNG ĐIỆN

Điều 23. Trách nhiệm cung cấp dữ liệu

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp cho Cục Điều tiết điện lực các thông tin, dữ liệu về vận hành thị trường điện, bao gồm:

a) Các số liệu, kết quả tính toán lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm, tháng, tuần;

b) Các số liệu, kết quả vận hành thị trường điện ngày tới, giờ tới, thời gian thực và tính toán thanh toán;

c) Các thông tin, số liệu cần thiết khác theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực để giám sát thị trường điện.

2. Các đơn vị thành viên thị trường khác có trách nhiệm cung cấp các thông tin, số liệu liên quan đến hoạt động của đơn vị đó trên thị trường phát điện cạnh tranh theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực để giám sát thị trường điện.

Điều 24. Phương thức cung cấp số liệu

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp thông tin cho Cục Điều tiết điện lực theo các phương thức sau:

a) 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. Tần suất thực hiện đồng bộ hóa cơ sở dữ liệu tối thiểu là 01 (một) lần mỗi ngày. Danh mục các thông tin, dữ liệu thị trường điện cần đồng bộ hóa do Cục Điều tiết điện lực quy định.

b) 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.

2. Các đơn vị thành viên thị trường điện khác cung cấp thông tin, dữ liệu dưới dạng văn bản hoặc file số liệu theo biểu mẫu do Cục Điều tiết điện lực yêu cầu.

Điều 25. Đảm bảo chất lượng dữ liệu

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm đảm bảo chất lượng dữ liệu cung cấp cho Cục Điều tiết điện lực bao gồm các báo cáo hàng ngày, báo cáo hàng tuần và nội dung của cơ sở dữ liệu thị trường điện.

2. Các thành viên thị trường khác có trách nhiệm đảm bảo chất lượng dữ liệu cung cấp cho Cục Điều tiết điện lực phục vụ điều tra và có xác nhận đảm bảo là chính xác của đơn vị cấp dữ liệu.

3. Chất lượng của dữ liệu được công nhận là đảm bảo khi:

a) Không có sự thiếu hụt, sai sót phải đảm bảo tính nhất quán trong bộ dữ liệu và sự chênh lệch so với dữ liệu gốc tại các đơn vị;

b) Dữ liệu đã được rà soát các lỗi, sai sót và có xác nhận đảm bảo là chính xác của đơn vị cấp dữ liệu.

Điều 26. Các công cụ phần mềm quản lý và xử lý số liệu

Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm trang bị các công cụ sau đây để phục vụ quản lý và xử lý dữ liệu giám sát thị trường điện:

1. Phần mềm lưu trữ và quản lý cơ sở dữ liệu;

2. Các phần mềm truy cập và xử lý dữ liệu; gồm các tính năng tối thiểu sau:

a) Xử lý, tính toán và đưa ra các biểu đồ, đồ thị phục vụ đánh giá, giám sát thị trường điện;

b) Tính toán các chỉ số quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này;

c) Trích xuất các kết quả tính toán và lập báo cáo theo các biểu mẫu quy định.

Chương 5.

TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 27. Tổ chức thực hiện

1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm:

a) Phổ biến, hướng dẫn, kiểm tra việc thực hiện Thông tư này;

b) Xây dựng và ban hành quy định về biểu mẫu, định dạng file dữ liệu theo quy định tại Điều 24 Thông tư này;

c) Trang bị, quản lý và vận hành các công cụ phần mềm phục vụ giám sát thị trường điện.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xây dựng, trang bị các thiết bị, công cụ cần thiết để đảm bảo truyền, gửi thông tin, số liệu thị trường điện cho Cục Điều tiết điện lực theo các phương thức truyền dữ liệu quy định tại Điều 24 Thông tư này.

Điều 28. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01 tháng 7 năm 2012.

2. Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực, Chánh Văn phòng Bộ, Chánh Thanh tra Bộ, các Vụ trưởng, Cục trưởng có liên quan thuộc Bộ, các đơn vị điện lực và các tổ chức, cá nhân hoạt động điện lực chịu trách nhiệm thi hành Thông tư này./.

Nơi nhận: - Như khoản 2 Điều 28; - Thủ tướng Chính phủ, các Phó Thủ tướng; - VP. Tổng Bí thư; - Các Bộ, Cơ quan ngang Bộ, Cơ quan thuộc Chính phủ; - Ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương; - Viện Kiểm sát nhân dân tối cao; - Tòa án nhân dân tối cao; - Kiểm toán nhà nước; - Bộ trưởng; - Các Thứ trưởng; - Cục Kiểm tra văn bản QPPL (Bộ Tư pháp); - Công báo; - Website Chính phủ; - Website Bộ Công Thương; - Lưu: VT, PC, ĐTĐL.

KT. BỘ TRƯỞNG THỨ TRƯỞNG Hoàng Quốc Vượng

PHỤ LỤC 1

CÁC CHỈ SỐ ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH
(Ban hành kèm theo Thông tư 18/2012/TT-BCT ngày 29 tháng 6 năm 2012)

1. Các chỉ số đánh giá độ sẵn sàng của các nguồn điện

Phân loại	Chỉ số
Các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện quốc gia	- Tổng công suất đặt (MW) của các nhà máy điện và theo nhiên liệu, công nghệ phát điện, theo vùng và toàn hệ thống (từng giờ). - Tổng mức công suất (MW) bị suy giảm do bảo dưỡng sửa chữa theo kế hoạch của các nhà máy điện và theo nhiên liệu, công nghệ phát điện, theo vùng và toàn hệ thống (từng giờ). - Tổng mức công suất (MW) bị suy giảm do sự cố của các nhà máy điện và theo nhiên liệu, công nghệ phát điện, theo vùng và toàn hệ thống (từng giờ). - Tổng công suất MW sẵn sàng của các nhà máy thủy điện có xét đến ràng buộc điện năng (hàng giờ). - Tỷ lệ phần trăm giữa tổng công suất sẵn sàng và tổng công suất đặt của toàn hệ thống, theo vùng, theo công nghệ phát điện và theo nhiên liệu (hàng giờ). - Hệ số đánh giá độ sẵn sàng của các tổ máy phát điện. - Tương quan giữa lượng công suất không sẵn sàng và phụ tải.
Xuất khẩu và nhập khẩu điện	- Công suất nhập khẩu được công bố và so sánh với công suất thực tế. - Công suất xuất khẩu được công bố và so sánh với công suất thực tế.

Hệ số đánh giá độ sẵn sàng của các nhà máy điện:

AF = AT / TT

Trong đó:

AF = Hệ số đánh giá độ sẵn sàng

AT = Thời gian tổ máy duy trì khả năng sẵn sàng phát điện trong khung thời gian tính toán

TT = Khung thời gian tính toán

2. Các chỉ số đánh giá hành vi chào giá của các đơn vị phát điện

Phân loại	Chỉ số
Các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch	- Tổng công suất chào (MW) của các nhà máy điện theo nhiên liệu, công nghệ phát điện, theo vùng và toàn hệ thống (từng giờ). - Tỷ lệ phần trăm giữa tổng công suất chào (MW) so với tổng công suất đặt (MW) theo nhiên liệu, công nghệ phát điện, theo vùng và toàn hệ thống (từng giờ). - Tỷ lệ phần trăm giữa tổng công suất chào (MW) so với tổng công suất khả dụng (MW) theo nhiên liệu, công nghệ phát điện, theo vùng và toàn hệ thống (từng giờ). - Mức công suất sắp xếp bản chào giá của các nhà máy điện, theo nhiên liệu, công nghệ phát điện, theo vùng và toàn hệ thống (từng giờ). - Thứ tự huy động các tổ máy phát điện của các nhà máy điện, theo nhiên liệu, công nghệ phát điện, theo vùng và toàn hệ thống (từng giờ). - Đường cung phát điện của hệ thống và từng miền (từng giờ). - So sánh giá chào với giá trần bản chào của nhà máy nhiệt điện, thủy điện. - So sánh dải giá chào hiện tại với dải giá chào trong quá khứ. - So sánh đường cung phát điện với đường cung phát điện trung bình. - Quan hệ giữa công suất chào và phụ tải. - Tần suất thay đổi giá chào. - Thay đổi bản chào trong quá trình vận hành thị trường điện (chào giá ngày tới, lập lịch huy động ngày tới/giờ tới, lập lịch tính giá thị trường). - Mức giá chào tương ứng với công suất huy động của nhà máy, so sánh với chi phí biên ngắn hạn của nhà máy và giá điện năng thị trường.
Các đơn vị gián tiếp giao dịch	- Kế hoạch vận hành năm/tháng/tuần, biểu đồ huy động ngày tới/giờ tới, biểu đồ huy động thực tế và biểu đồ tính toán sau vận hành của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu. - Các điều chỉnh biểu đồ phát điện đã công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thực hiện. - Biểu đồ huy động của các nhà máy thủy điện có hồ điều tiết nhỏ hơn 01 tuần. - Các điều chỉnh, thay đổi của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đối với biểu đồ huy động của các nhà máy thủy điện có hồ điều tiết nhỏ hơn 01 tuần. - Bản chào giá và hành vi chào giá của Đơn vị mua buôn duy nhất khi chào giá thay cho nhà máy BOT (các chỉ số đánh giá tương tự như đối với các đơn vị trực tiếp giao dịch). - Các biều đồ huy động khác do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố (tổ máy chạy thử nghiệm....) - các chỉ số tương tự như trên. - Các tổ máy cung cấp dịch vụ phụ trợ.

3. Các chỉ số đánh giá phụ tải tiêu thụ

Phân loại	Chỉ số
Phụ tải	- Số liệu thống kê về phụ tải, bao gồm: phụ tải cực tiểu, cực đại và trung bình. - Phụ tải cực đại và tổng điện năng phát hàng tuần. - So sánh giữa số liệu phụ tải dự báo năm, tháng, tuần, ngày, giờ tới và phụ tải thực tế. - So sánh phụ tải dự báo với số liệu quá khứ.

4. Các chỉ số đánh giá Cân bằng cung cầu

Phân loại	Chỉ số
Cân bằng cung cầu	- Chỉ số dự phòng hệ thống tính theo công suất khả dụng (hàng giờ). - Chỉ số dự phòng hệ thống tính theo công suất chào (hàng giờ). - Công suất dự phòng hệ thống (MW) tính theo hiệu số giữa tổng công suất sẵn sàng trừ đi phụ tải cực đại (hàng giờ). - Công suất dự phòng thị trường (MW) tính theo hiệu số giữa tổng công suất chào trừ đi phụ tải cực đại (hàng giờ).

Chỉ số dự phòng hệ thống tính theo công suất khả dụng:

RMI (AC) = ACT / MD - 1

Trong đó:

RMI (AC) = Chỉ số dự phòng hệ thống tính theo công suất khả dụng;

ACT = tổng công suất khả dụng của hệ thống;

MD = phụ tải cực đại của hệ thống.

Chỉ số dự phòng hệ thống tính theo công suất chào:

RMI (OC) = OCT / MD - 1

Trong đó:

RMI (OC) = Chỉ số dự phòng hệ thống tính theo công suất chào;

OCT = tổng công suất chào (bao gồm cả công suất công bố của các nhà máy gián tiếp giao dịch....);

MD = phụ tải cực đại của hệ thống.

5. Các chỉ số đánh giá giá thị trường

Phân loại

Chỉ số

Giá thị trường

- Kết quả thống kê về giá điện năng thị trường và FMP: mức giá thấp nhất, cao nhất và trung bình. - Tần suất giá điện năng thị trường đạt ngưỡng giá trần thị trường. - Tần suất giá SMO tăng cao đột biến. - Chỉ số chi phí phụ trội trong giá điện năng thị trường (hàng giờ). - Tần suất chạy biên của tổ máy phát điện. - Phân bố xác suất của giá thị trường (giá điện năng thị trường và FMP). - Biến động giá thị trường trung bình. - So sánh giá điện năng thị trường với số liệu quá khứ, giá trần bản chào nhiệt điện, giá trị nước, giá trần bản chào thủy điện và giá trần thị trường (hàng giờ). - Quan hệ giữa giá điện năng thị trường và phụ tải. - Quan hệ giữa giá điện năng thị trường và mức dự phòng công suất của hệ thống. - So sánh kết quả tính toán giá điện năng thị trường từ lập lịch ngày tới, giờ tới và lập lịch sau vận hành.

Tính toán chỉ số chi phí phụ trội trong giá điện năng thị trường:

SMPMUI[t] = SMP[t] - ESMP[t]

Trong đó:

SMPMUl[t] = chi phí phụ trội trong SMP trong chu kỳ giao dịch t

SMP[t] = giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch t

ESMP[t] = giá điện năng thị trường dự kiến tính theo chi phí biên ngắn hạn của tổ máy biên. ESMP[t] được xác định theo giá nhiên liệu và suất hao nhiệt (đối với các nhà máy nhiệt điện) và theo giá trị nước (đối với các nhà máy thủy điện).

Tần suất chạy biên của tổ máy phát điện:

MPI[t,i] = 1, nếu tổ máy là tổ máy chạy biên = 0, trường hợp còn lại

Trong đó:

MPI[t,i] = chỉ số tổ máy chạy biên cho tổ máy i trong chu kỳ t

MPFI[i] = sum{MPI[t,i] trong khoảng thời gian T} / tổng chu kỳ giao dịch trong khoảng thời gian T

Trong đó: MPFI là tần suất chạy biên của tổ máy phát điện.

6. Các chỉ số về tổ máy phát điện

Loại	Các chỉ số
Lập lịch và thực tế	- So sánh lịch huy động theo kế hoạch vận hành thị trường điện tuần, lịch huy động ràng buộc ngày tới (DAS), lịch huy động không ràng buộc ngày tới, lịch huy động các tổ máy giờ tới và thực tế huy động. - So sánh lịch huy động giờ tới và lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. - So sánh theo vị trí, loại nhiên liệu, công nghệ, khu vực và hệ thống. - So sánh tốc độ tăng giảm công suất giữa thực tế và bản chào. - Tính toán các giá trị trung bình về các đầu ra của nhà máy. - Tính toán hệ số tải của tổ máy, loại nhiên liệu và công nghệ.
Thị phần khâu phát điện	- Thị phần khâu phát điện theo nhà máy, công nghệ, nhiên liệu và theo vùng miền. - Thị phần công suất khả dụng của các tổ máy theo nhà máy, tổ máy, công nghệ, loại nhiên liệu và miền. - Thị phần công suất tham gia giao dịch trên thị trường theo nhà máy tổ máy, công nghệ, loại nhiên liệu và miền. - Thị phần công suất tham gia giao dịch trực tiếp và gián tiếp trong thị trường điện

7. Các chỉ số vận hành hệ thống điện và thị trường điện

Loại

Các chỉ số

Các chỉ số vận hành hệ thống điện và thị trường điện

- Các chu kỳ bị ràng buộc do ràng buộc an ninh hệ thống điện đã được chỉ ra trong lập lịch huy động có ràng buộc ngày tới và giờ tới. - Hệ số mang tải của lưới điện truyền tải - Sản lượng điện nhập khẩu và xuất khẩu trong mỗi miền. - Tần số và khoảng thời gian huy động tổ máy cung cấp dịch vụ phụ. - Tần số và khoảng thời gian can thiệp thị trường - Tần số và khoảng thời gian tạm ngừng thị trường - Danh sách các thay đổi dữ liệu đầu vào của chương trình tính toán ngày tới và giờ tới, bao gồm: Số lần DAS và HAS phải tính toán lại; số lần và mức độ thay đổi của lịch huy động nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu; Số lần và mức độ thay đổi của lịch huy động các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa nhỏ; và số lần và mức độ vi phạm, các điều chỉnh, tác động sau đó.

8. Các chỉ số thanh toán

Loại	Các chỉ số
Tổng quan	- Phân tích doanh thu đối với các thành phần thanh toán về điện năng, thanh toán công suất, thanh toán cho phần điện năng phát tăng thêm/phát giảm, thanh toán theo hợp đồng sai khác CfD, thanh toán cho dịch vụ phụ và các thanh toán khác. - Chi phí bán buôn điện của SB, chia thành các loại (dịch vụ phụ, chi phí điện năng…). - Giá điện năng trung bình theo nhà máy, công nghệ, loại nhiên liệu, miền và hệ thống.
Thị phần doanh thu	- Thị phần doanh thu theo tổ máy, công nghệ, nhiên liệu. - Thị phần doanh thu trên thị trường giao ngay theo tổ máy, công nghệ và giá nhiên liệu. - Thị phần doanh thu từ hợp đồng CfD theo tổ máy, công nghệ và giá nhiên liệu. Đối với từng loại doanh thu: thị phần theo tổ máy, công nghệ và giá nhiên liệu.
Ràng buộc phát tăng công suất /ràng buộc phát giảm công suất	- Ràng buộc phát tăng công suất theo vị trí nhà máy, công nghệ, loại nhiên liệu, miền và hệ thống (từng giờ). - Ràng buộc phát giảm công suất theo vị trí nhà máy, công nghệ, loại nhiên liệu, miền và hệ thống (từng giờ). - Tần suất các nhà máy bị phát tăng hoặc giảm công suất do ràng buộc.

9. Các chỉ số giao dịch trên thị trường điện giao ngay

Loại	Các chỉ số
Các chỉ số giao dịch trên thị trường điện giao ngay	- Tổng sản lượng hợp đồng hàng giờ so với nhu cầu phụ tải. - So sánh tổng sản lượng hợp đồng giờ theo vị trí nhà máy, công nghệ, loại nhiên liệu, miền và hệ thống. - So sánh về sản lượng hợp đồng giờ, tháng, năm theo vị trí nhà máy, công nghệ, loại nhiên liệu, miền và hệ thống.

10. Các chỉ số về hành vi và cấu trúc sở hữu

Loại	Các chỉ số
Chỉ số về sở hữu	- Tỷ lệ % công suất của đơn vị phát điện theo miền và hệ thống. - Tỷ lệ % công suất của đơn vị phát điện theo loại nhiên liệu và công nghệ. - Các mức độ tập trung dựa trên công suất khả dụng. - Các mức độ tập trung dựa trên công suất giao dịch trên thị trường.
Chỉ số về hành vi cạnh tranh	- Chỉ số đánh giá tính then chốt trong cung cấp điện PSI (Pivotal Supply Index): kiểm tra, đánh giá tầm quan trọng, tính then chốt về mặt cung cấp điện của một nhà máy điện trong hệ thống (nhà máy này có thể thay thế nhà máy điện này bằng một (hay nhiều) nhà máy điện khác hay không). - Chỉ số đánh giá tần suất then chốt trong cung cấp điện PSIF (Pivotal Supply Index frequency): kiểm tra, đánh giá tần suất nhà máy điện đóng vai trò then chốt trong cung cấp điện trong khoảng thời gian tính toán. - Chỉ số cung cấp dư RSI (Residual Supply Index): tương tự như chỉ số PSI, kết quả tính toán chỉ số thể hiện dưới dạng tỷ lệ phần trăm (%). - Chỉ số cung cấp dư trên thị trường điện MRSI (Market Residual Supply Index):

a) Tính toán chỉ số đánh giá tính then chốt trong cung cấp điện PSI:

RD[i,t] = GT[t] + OR[t] - {TOC[t] - GC[i,t]} + IMP[t] - EXP[t]

PSI[i,t] = 1, nếu RD[i,t] > 0;

            = 0, trong các trường hợp khác.

Trong đó:

RD[i,t] = mức công suất còn dư của hệ thống điện sau khi đã đáp ứng nhu cầu phụ tải hệ thống mà không huy động nhà máy điện i trong chu kỳ giao dịch t, MW.

PSI[i,t] = Chỉ số đánh giá tính then chốt trong cung cấp điện của nhà máy điện I trong chu kỳ giao dịch t;

GT[t] = Tổng nhu cầu phụ tải hệ thống điện chu kỳ giao dịch t, MW.

TOC[t] = Tổng công suất chào của tất cả các nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch t, MW

GC[i,t] = Tổng công suất chào của nhà máy điện i trong chu kỳ giao dịch t, MW.

IMP[t] = Tổng công suất nhập khẩu trong chu kỳ giao dịch t, MW.

EXP[t] = Tổng công suất xuất khẩu trong chu kỳ giao dịch t, MW.

b) Tính toán chỉ số đánh giá tần suất then chốt trong cung cấp điện PSIF:

Trong đó

PSIF[i,t]: chỉ số đánh giá tần suất then chốt trong cung cấp điện của nhà máy điện i trong khoảng thời gian T, %.

PSI[i,t]: Chỉ số đánh giá tính then chốt trong cung cấp điện của nhà máy điện I trong chu kỳ giao dịch t trong khoảng thời gian T; giờ.

T: khoảng thời gian tính toán, giờ.

c) Tính toán chỉ số cung cấp dư:

Trong đó:

RSI[i,t] = Chỉ số cung cấp dư của nhà máy điện i trong chu kỳ giao dịch t

TOC[t] = Tổng công suất bán trong chu kỳ giao dịch t, MW;

GT[t] = Tổng nhu cầu phụ tải hệ thống điện chu kỳ giao dịch t, MW.

GC[i,t] = Công suất chào của nhà máy điện i trong chu kỳ giao dịch t;

IMP[t] = Tổng công suất nhập khẩu trong chu kỳ giao dịch t, MW;

EXP[t] = Tổng công suất xuất khẩu trong chu kỳ giao dịch t, MW.

Chỉ số cung cấp dư trên thị trường điện MRSI:

MRSl[t] = min{ i in GENS} RSI[i,t]

PHỤ LỤC 2

MẪU BÁO CÁO GIÁM SÁT TUẦN
(Ban hành kèm theo Thông tư 18/2012/TT-BCT ngày 29 tháng 6 năm 2012)

Báo cáo giám sát thường xuyên thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành bao gồm các nội dung sau:

1. Số liệu thống kê giá điện năng thị trường (SMP), giá công suất (CAN) và giá thị trường toàn phần (FMP) bao gồm:

- Thống kê giá điện năng thị trường thấp nhất, cao nhất, trung bình của tuần giám sát và tuần liền trước đó;

- Thống kê giá điện năng thị trường thấp nhất, lớn nhất, trung bình theo trọng số phụ tải của tuần giám sát và tuần liền trước đó;

- Thống kê giá công suất thị trường;

- Thống kê giá thị trường toàn phần thấp nhất, cao nhất, trung bình của tuần giám sát và tuần liền trước đó;

- Thống kê giá thị trường toàn phần thấp nhất, lớn nhất, trung bình theo trọng số phụ tải của tuần giám sát và tuần liền trước đó;

- Đồ thị, biểu đồ mô tả xu hướng thay đổi giá trong dài hạn đối với giá điện năng thị trường và giá thị trường toàn phần.

2. Cân bằng cung và cầu.

3. Bảng thống kê phụ tải thấp nhất, lớn nhất, trung bình trong tuần giám sát theo vùng miền và cho toàn hệ thống, so sánh với tuần liền trước đó.

4. Công suất chào theo dạng nhiên liệu, Đơn vị phát điện, vùng miền, so sánh với nhu cầu phụ tải.

5. Danh sách các nhà máy theo kế hoạch sửa chữa, bảo dưỡng.

6. Thị phần phát điện theo Đơn vị phát điện, dạng nhiên liệu và vùng miền.

7. Thị phần công suất chào lên thị trường theo Đơn vị phát điện, dạng nhiên liệu và vùng miền.

8. Thứ tự huy động cho toàn hệ thống và theo vùng miền.

9. Các nhà máy xác định giá thị trường.

10. Liệt kê các sự kiện bất thường trên thị trường (thiếu công suất, sự cố lưới, giá cao bất thường....)

11. Các ràng buộc an ninh hệ thống và đánh giá ảnh hưởng vận hành thị trường (giá thị trường, kết quả điều độ…).

12. Các trường hợp can thiệp thị trường, dừng thị trường và nguyên nhân.

PHỤ LỤC 3

MẪU BÁO CÁO GIÁM SÁT THỊ TRƯỜNG ĐIỆN HÀNG THÁNG
(Ban hành kèm theo Thông tư 18/2012/TT-BCT ngày 29 tháng 6 năm 2012)

Các nội dung chính của báo cáo giám sát thị trường điện hàng tháng bao gồm:

1. Đánh giá về kết quả vận hành thị trường.

d) Đánh giá chung về tình hình vận hành thị trường điện trong tháng;

e) Giá thị trường: thống kê và đánh giá về giá điện năng thị trường, giá thị trường toàn phần...;

f) Cân bằng cung cầu trong tháng: nhu cầu phụ tải, huy động nguồn điện;

g) Kết quả tính toán thanh toán: thanh toán theo hợp đồng và theo giá thị trường...;

đ) Đánh giá về hiệu quả vận hành thị trường điện.

2. Đánh giá sự tuân thủ Quy định thị trường điện:

- Thống kê về các hành vi phạm vi quy định thị trường điện được phát hiện trong tháng;

- Danh sách vấn đề đã được kiểm tra.

- Danh sách biện pháp xử lý.

PHỤ LỤC 4

MẪU BÁO CÁO GIÁM SÁT THỊ TRƯỜNG ĐIỆN HÀNG NĂM
(Ban hành kèm theo Thông tư 18/2012/TT-BCT ngày 29 tháng 6 năm 2012)

1. Cấu trúc ngành điện và cơ cấu sở hữu

a) Cấu trúc ngành điện:

- Các đơn vị tham gia thị trường điện: giới thiệu về vai trò, chức năng và các thông tin cơ bản;

- Các thay đổi trong cấu trúc ngành điện, khâu phát điện so với năm trước.

b) Cấu trúc và cơ cấu sở hữu khâu phát điện:

- Thống kê về các đơn vị phát điện: chủ sở hữu, công suất đặt...;

- Thống kê về số lượng các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch; gián tiếp giao dịch, BOT, nhà máy điện chiến lược đa mục tiêu;

- Thống kê về tỷ lệ % về công suất với từng đơn vị dựa trên sở hữu (theo hệ thống và vùng miền); cho từng loại công nghệ, theo sở hữu;

- Các thay đổi cấu trúc sở hữu so với năm trước: sáp nhập, cổ phần hóa, dự án nguồn điện mới.

2. Tình hình vận hành thị trường điện.

a) Tổng quan về thị trường điện trong năm

- Số lượng các đơn vị phát điện tham gia thị trường theo từng nhóm (đơn vị trực tiếp giao dịch, gián tiếp giao dịch, BOT....);

- Thị phần của các đơn vị phát điện tính theo công suất đặt; theo công nghệ phát điện, theo vùng địa lý....

- Các nội dung khác....

b) Giá thị trường: thống kê và đánh giá về giá điện năng thị trường, giá công suất thị trường, giá thị trường toàn phần, giá thị trường trung bình...;

c) Đánh giá tình hình cân bằng cung cầu trong năm:

- Nhu cầu phụ tải: phụ tải đỉnh, tốc độ tăng trưởng nhu cầu phụ tải...

- Huy động nguồn điện: cơ cấu điện năng phát theo công nghệ, theo mùa, theo từng nhóm thành viên thị trường;

d) Kết quả tính toán thanh toán:

- Tỷ lệ điện năng thanh toán theo hợp đồng và theo thị trường giao ngay

- Cơ cấu tỷ lệ giữa các khoản thanh toán điện năng, thanh toán công suất, dịch vụ phụ trợ, khoản thanh toán do ràng buộc phải phát...

đ) Thống kê các sự cố lớn, sự kiện bất thường trong năm và các biện pháp xử lý

e) Đánh giá về hiệu quả vận hành thị trường điện trong năm.

3. Đánh giá về Quy định thị trường điện và sự tuân thủ của các đơn vị thành viên thị trường:

- Phạm vi giám sát tuân thủ;

- Thống kê về phạm vi quy định thị trường điện trong năm;

- Đánh giá tuân thủ lệnh điều độ;

- Đánh giá tuân thủ lệnh điều độ dịch vụ phụ;

- Đánh giá tiêu chuẩn vận hành của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

- Danh sách vấn đề đã được kiểm tra:

- Danh sách biện pháp xử lý.

Tiếng Anh (English)

THE MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE -------	THE SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence– Freedom – Happiness ---------------
No. 18/2012/TT-BCT	Hanoi, June 29, 2012

CIRCULAR

ON THE SUPERVISION OF COMPETITIVE ELECTRICITY MARKET

Pursuant to the Government's Decree No. 189/2007/NĐ-CP on December 27, 2007 on defining the functions, tasks, powers and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade; the Government's Decree No. 44/2011/NĐ-CP on June 15, 2011 on amending and supplementing Article 3 of the Government's Decree No. 189/2007/NĐ-CP on December 27, 2007 on defining the functions, tasks, powers and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade;

Pursuant to Law on Electricity on December 03, 2004;

Pursuant to the Prime Minister’s Decision No. 26/2006/QĐ-TTg on January 26, 2006 on approving the roadmap and conditions for formation and development of different levels of the electricity market in Vietnam;

The Minister of Industry and Trade promulgated the Circular on the supervision of competitive electricity market as follows:

Chapter 1.

GENERAL PROVISIONS

...

...

...

This Circular prescribes the supervision of competitive electricity market and responsibilities of the units participating in the electricity market

Article 2. Subjects of application

This Circular is applicable to the following units:

1. Power generating units

2. The System and market operator.

3. The Single buyer.

4. The electricity transmitting units.

5. The electricity distributing units.

Article 3. Interpretation of terms

...

...

...

1. Market intervention: specified in Article 55 of the Circular No. 18/2010/TT-BCT on May 10, 2010 of the Ministry of Industry and Trade on the operation of competitive electricity market (hereinafter referred to as the Circular No. 18/2010/TT-BCT).

2. Ancillary services are services of frequency adjustment, spinning reserve, operating reserve, non-spinning reserve due to the restriction of electricity system security, voltage regulation and black start.

3. Electricity market data is the data of every input and output figures of the electricity system and market operation plans; the payment calculation the electricity market after the operation date, calculated and managed by the System and market operator

4. The Single buyer is the only purchaser in the electricity market that purchases the entire electric power via the electricity market and power purchase agreements.

5. Power generating units are services that possess one or more power plants participating in the electricity market and signing power purchase agreements between such power plants and the Single buyer.

6. The electricity distributing units are Electricity Corporations licensed to carry out electricity distribution and electricity retail.

7. Electricity transmitting units are electricity units licensed to carry out electricity distribution, being responsible for managing and operating the national electricity transmission grid.

8. The System and market operator are the commanding units controlling the electricity generation, transmission and distribution in the national electricity system and operating the electricity market.

9. Capacity add-on (CAN) is the unit price of a power unit in each transaction period, applicable to the capacity payment calculation for power generating units in the electricity market.

...

...

...

11. Power purchase agreements are the written agreements between the Single buyer and power generating units or electricity exporters, importers.

12. Contracts for difference are power purchase agreements between the Single buyer and the direct power generating units under the form promulgated by The Ministry of Industry and Trade.

13. Scheduling after operation date is the scheduling of SMP and the schedule of paid power calculation as prescribed in the Circular No. 18/2010/TT-BCT.

14. Electricity market regulations: are the regulations on the electricity market operation prescribed in the Circular No. 18/2010/TT-BCT and the Circular No. 45/2011/TT-BCT on December 30, 2011 of the Ministry of Industry and Trade amending and supplementing a number of articles of the Circular No. 18/2010/TT-BCT.

15. Electricity market process are the specific process to operate the electricity market specified in Article 109 of the Circular No. 18/2010/TT-BCT and the process guiding the implementation of the Circular No. 12/2010/TT-BCT April 15, 2010 of the Ministry of Industry and Trade on the electricity transmission system, the Circular No. 27/2009/TT-BCT on September 25, 2009 of the Ministry of Industry and Trade on the electricity measurement in the competitive electricity market.

16. Electricity market members are the units participating the transactions or service provision on the electricity market specified in Article 2 of the Circular No. 18/2010/TT-BCT.

Chapter 2.

PRINCIPLES AND SCOPE OF ELECTRICITY SUPERVISION

Article 4. Principles electricity supervision

...

...

...

1. Decentralization of electricity supervision

a) The Electricity Regulatory Authority is responsible for supervising every activity of the electricity market;

b) the System and market operator are responsible for supervising the electricity market, assessing the market operation efficiency as prescribed in this Circular.

c) Other market members are responsible for cooperating with the Electricity Regulatory Authority and the System and market operator in the electricity market supervision and reporting the arising problems to the Electricity Regulatory Authority, the acts of violations during the electricity market operation.

2. The analysis, assessment, inspection and handling measures must base on the electricity system and electricity market operation regulations and relevant provisions.

3. The electricity market supervision must base on the information, data and the results of electricity market operation as follows:

a) The information, data and results of electricity market operation must be provided for the market members under the accessibility specified in the Regulation on Competitive electricity market and relevant electricity market operation process;

b) During the electricity market supervision, the Electricity Regulatory Authority may access every information and data on the electricity market and request the electricity market members to provide additional information serving the supervision and inspection of the units’ activities on the electricity market.

4. The reports on electricity market supervision and the results of electricity market assessment and inspection must be disclosed in an open and equitable manner without discrimination among the market members in accordance with relevant law provisions.

...

...

...

The electricity supervision focuses on the following contents:

1. The electricity market operation results.

a) Assessing and inspecting the market results;

b) Investigating, analyzing and studying in details the electricity market operation results if there is any unusual sign.

2. The acts of direct power generating units on the market

a) Assessing the observance of the provisions on electricity market;

b) Assessing the capability of power generating units of which the offers reflect the restriction in the operation of in the power purchase agreement;

c) Inspecting and assessing the cases denoting monopoly and market domination misuse;

d) Inspecting and assessing the signs of unhealthy competition.

...

...

...

a) Assessing the observance of the electricity market operation process and regulations;

b) Assessing the difficulties and obstructions arising during the implementation of the electricity market regulations;

c) Inspecting, studying the difficulties and obstructions reported by the Single buyer that make the electricity market operation process and regulations unable to be implemented.

4. The electricity market operation of the System and market operator

a) Assessing the observance of the electricity market operation process and regulations;

b) Assessing the difficulties and obstructions arising during the implementation of the electricity market regulations;

c) Inspecting, studying the difficulties and obstructions reported by the System and market operator that make the electricity market operation process or regulations unable to be implemented.

5. The operation of the System and market operator regarding indirect power generating units

a) Assessing and inspecting the operation of multi-target strategic hydroelectric plants;

...

...

...

c) Assessing and inspecting the operation of hydroelectric plants not participating in the market;

6. The contractual output distribution of the System and market operator

a) Assessing the transaction output on the spot market of each power plant;

b) Assessing the reasonability of the contractual volume distributed to the power plants and the Single buyer.

7. Payment

a) Inspecting the payment to power generating units;

b) Inspecting the payment with compulsory additional generation;

c) Inspecting the payment of electricity energy and capacity;

d) Inspecting other payments.

...

...

...

a) Assessing the possession mechanism in electricity market;

b) Inspecting the market share of electricity units.

Chapter 3.

THE SUPERVISION OF COMPETITIVE ELECTRICITY MARKET

SECTION 1. REGULAR ELECTRICITY MARKET SUPERVISION

Article 6. Supervising the electricity market operation results.

1. Contents of the electricity market operation result supervision

a) The electricity market operation plans for the succeeding year, succeeding month and succeeding week, including:

- The ceiling price of electricity market;

...

...

...

- The estimated FMP and SMP;

- The water value and the offered ceiling prices from hydroelectric plants;

- The offered ceiling prices of thermo-generating units;

- The limit of the hydroelectric plant reservoirs;

- The results of the classification of base-load, intermediate-load and peak-load generating units.

b) The succeeding day’s schedules, including restricted and unrestricted scheduled, the schedules of succeeding hours and the schedules after operation date, including:

- The SMP and FMP;

- Peripheral generating units;

- Estimated load;

...

...

...

- The usable capacity attenuation due to malfunctions;

- The limit of the hydroelectric plant reservoirs;

- The offered capacity, compared to the announced usable capacity considering the schedule for maintenance, repair and electric output of hydroelectric plants;

- The mobilization priority of generating unit;

- The demand curve;

- The quotation of generating units;

- The arrangement of the quotations by group (by generating technology, fuel, electricity market member classification of power plants);

- The market price fluctuation in accordance with the load demand;

- The mobilization scheduling of by each generating unit and by fuel;

...

...

...

- The list of security restriction to be considered when making restricted mobilization schedules;

- The adjustment of input figures of the System and market operator for succeeding day’s scheduling, including: adjusting the generating chart of multi-target strategic hydroelectric plants, the changes in the offers from the generating units…;

- The changes in the offers for the schedules of the succeeding hours, succeeding days and after the operation date

2. Unusual problems during the electricity market operation basing on the results from the electricity market operation supervisions, in particular:

a) There is considerable fluctuation of SMP, load, offers from generating units, offered power volume in the transaction period compared to the succeeding periods;

b) The is considerable difference in the schedules of the succeeding hours, succeeding days and after the operation date, including:

- The generating unit mobilization scheduling compared to the actual capacity output;

- The estimated load compared to actual load;

- The offered capacity of generating units;

...

...

...

- The mobilization priority of generating units, the quotation from ancillary services in the transaction period compared to the succeeding transaction periods;

- The dramatic increase of SMP and the electricity market prices of the periods are too high;

- The indicators and specifications specified in Annex 1 of this Circular.

Article 7. Supervising the acts for electricity market members.

The supervisions of the acts of members engaging in the electricity market activities include:

1. The offer of direct power generating units

a) For thermo-electric plants:

- Comparing the offered capacity and the installed capacity, usable capacity;

- Comparing the offered capacity and the minimum stable capacity in order to assess the restricted management of minimum capacity during the making of the offer;

...

...

...

- Comparing the scheduled capacity and the actual mobilized capacity;

b) For hydroelectric plants:

- Comparing the offered capacity and the usable capacity considering the limit of electricity generation;

- Comparing the offered price and the offered ceiling price;

- Comparing the scheduled capacity and the offered capacity;

- Comparing the scheduled capacity and the actual mobilized capacity;

c) Considering the plans of repair and maintenance of direct power generating units and the reasons of capacity reduction and outage;

d) Considering the forced outages of direct power generating units and their reasons.

2. The participation in the electricity market of the System and market operator

...

...

...

- Assessing, comparing the mobilization graph of multi-target strategic hydroelectric plants according to the results of the operation schedule of succeeding months, succeeding weeks, the mobilization scheduling of succeeding days, succeeding hours and the actual mobilization graph.

- Assessing the reasons that the System and market operator adjust the mobilization graph of multi-target strategic hydroelectric plants in the schedule of succeeding hours and comparing to the adjustment limit specified in the electricity market regulations;

- Comparing the estimated mobilization graph to the actual mobilization and explaining the reason of considerable difference.

b) Operation of ancillary service providers:

- Assessing the separate capacity for providing ancillary services;

- Considering, assessing the cases in which the System and market operator need to mobilize the generating units providing ancillary services and their reasons.

c) The operation of indirect power generating units

- The principles of the operation of these plants is to stabilize the electricity generation graph during the making of mobilization scheduling;

- Inspecting the offered prices from indirect power generating units offered by the System and market operator according to the contractual price.

...

...

...

a) Assessing the disclosure of the electricity import and export graph to the System and market operator;

b) Assessing the price offers on behalf of BOT power plants;

c) Assessing the price offers on behalf of power plants of which the right to offer is suspended and assessing the provision of necessary information from such power plants to the Single buyer to carry out the offer.

Article 8. Supervising and assessing the contractual production distribution results

The supervision and assessment of the contractual output distribution results include:

1. Assessing the annual contractual production determination results and the monthly contractual output distribution at every month and hour of every power plant carried out by the System and market operator.

2. Comparing the contractual output distribution calculation results with the ratio of output contractually paid specified by the Electricity Regulatory Authority under the electricity market regulations.

3. Assessing the purchased output on the spot market in each transaction period of the Single buyer.

4. Assessing the purchased capacity on the spot market in each transaction period of the power generating units .

...

...

...

Article 9. Supervising and assessing payment calculation results

The supervision and assessment of payment calculation results include:

1. Considering and assessing a number of payment calculation results to assess the observance of provisions on payment calculation in the competitive electricity market regulations.

2. Considering and assessing the capacity increase of decrease of generating units due to system security restriction and the reasons.

3. Assessing the rate of payment on the market, including: electricity energy payment, capacity payment and payment of ancillary services.

4. Assessing the revenues of some typical power plants of each group of base-load, intermediate-load and peak-load power plants by comparing the revenues of typical power plants with the estimated revenues calculated under the standards in order to serve the following purposes:

a) Assess the possibility of capital recovery of power plants on the market;

b) Assessing the application of CAN payment.

5. Considering and assessing the cases in which the generating units offer higher price than the ceiling price.

...

...

...

Article 10. Responsibilities of the System and market operator for electricity market operation supervision

The System and market operator are responsible for supervising the operation of the electricity market in real time, including:

1. Real-time electricity market operation supervision

a) The System and market operator are responsible for supervising the observance of electricity market members during the daily electricity market operation. The supervision includes:

- The price offers from power generating units must comply with the provisions on schedule and offer form and other relevant provisions;

- The operation of generating units of power generating units under the dispatch instructions from the System and market operator;

- The provision of ancillary services at the request from the System and market operator;

- The provision of information and accurate specifications of power generating units for the System and market operator in order to serve the electricity market and electricity system operation

- The activities electricity market operation and other electricity system as prescribed by current law provisions.

...

...

...

- Implementing the necessary intervention measures to assure the electricity system security during the real-time operation under the relevant process and regulations;

- Giving warnings to units with signs of violations;

- Reporting the Electricity Regulatory Authority on the signs of violations of market members and the handling measures of the System and market operator.

2. Electricity market intervention

Electricity market intervention is the act of changing the usual operation of electricity market, in particular:

a) During the daily operation, the System and market operator are responsible for supervising the operation of the electricity market in real time, promptly detecting the unusual situation and malfunctions during the operation of electricity market and electricity system that affect the electricity system security;

b) When the unusual situation and malfunctions that affect the electricity system security are detected, the System and market operator shall implement the market intervention measures if necessary in accordance with the electricity market regulations;

c) The System and market operator are responsible for posting on the electricity market websites and reporting the Electricity Regulatory Authority on the implemented market intervention measures.

3. Proposal on suspending the electricity market operation

...

...

...

- The detailed description of the unusual situations or malfunctions;

- The analysis and assessment of the impact of such situations or malfunctions on the electricity market operation;

- The solutions for the unusual situation and malfunction in order to reoperate the electricity market;

- The written proposal on suspending the electricity market operation and the estimated suspension duration.

b) Basing on the reports from the System and market operator, the Electricity Regulatory Authority is responsible for verify the reports and considering the suspension of the electricity market operation in accordance with the electricity market regulations.

Article 11. Responsibilities of the Electricity Regulatory Authority in regular electricity market supervision

1. The Electricity Regulatory Authority are responsible for supervising regular electricity market. The electricity market members are responsible for providing necessary information serving the electricity market supervision, reporting the unusual problems to the Electricity Regulatory Authority.

2. The procedures for regular electricity market supervision:

a) Collecting necessary information and data, including:

...

...

...

- Other necessary information and data about the unusual situation arising during the electricity market operation reported by market members.

b) Analyzing, assessing the contents of electricity market operation specified in Article 6, Article 7, Article 8 and Article 9 of this Circular. If necessary, carry out detailed assessment and analysis in order to verify the unusual problem during the electricity market operation or the acts of violations of the market members specified in Clause 2 Article 12 of this Circular;

c) Making weekly reports on the electricity market supervision under the form in Annex 2 of this Circular.

Article 12. Processing the results of regular electricity market supervision

1. Basing on the results of electricity market operation supervision specified in Article 11 of this Circular, the Electricity Regulatory Authority shall carry out detailed assessment and verify the violations upon detecting the following signs:

a) The market does not operate efficiently due to the limitations of power generating units;

b) The market does not operate efficiently due to the remaining shortcomings and irrationality in the electricity market regulations and relevant provisions on;

c) The misuse of monopoly or the unhealthy competition of power generating units;

d) Other unusual situation:

...

...

...

a) Collecting more information from the electricity market members and relevant units necessary for the analysis and assessment;

b) Carrying out detailed analysis and assessment of the unusual problems in order to identify the nature and reasons of the problems and the relevant units;

c) Upon detecting unusual problems related to the observance and the implementation of the electricity market regulations, the assessment and inspection shall be carried out as prescribed in Section 2 of this Chapter;

c) Upon detecting unusual problems related to the competition of the market members, investigations shall be carried out as prescribed in Section 4 of this Chapter;

dd) When detecting unusual problems arising during the electricity market operation not being specified in Article 6, Article 7, Article 8 and Article 9 of this Circular, or the standards and criteria for analysis and assessment are not specified, the Electricity Regulatory Authority is responsible for:

- Studying and developing methods, indicators and standards in order to analyze and assess each particular case;

- Carrying out detailed analysis and assessment in order to identify the nature and reasons of the problems and the relevant units;

3. the Electricity Regulatory Authority is responsible for supervising the implementation of handling measures and assessing the impact and effect of such measures of the electricity market operation.

SECTION 2. ASSESSING AND SUPERVISING THE OBSERVANCE OF ELECTRICITY MARKET REGULATIONS

...

...

...

The contents of the assessment and supervisions of electricity market regulations include:

1. Assessing and supervising the observance of electricity market regulations and the relevant procedures of the market members.

2. Assessing the sufficiency and congruence of electricity market regulations and the relevant procedures.

3. Assessing and discerning the obstruction and limitations during the implementation the of electricity market regulations and the relevant procedures.

Article 14. Procedures for assessing and supervising

The observance of electricity market regulations the Electricity Regulatory Authority in responsible for assessing the observance of the units under the following procedures:

1. Collecting input data, including:

a) The annual and monthly reports from the System and market operator on assessing the observance of the market regulations of electricity market members under the following contents:

- The provisions and disclosure of information serving the electricity system and electricity market operation;

...

...

...

- The observance of dispatch instruction.

b) The data and figures of the electricity market operation;

c) The reports and proposals sent to the Electricity Regulatory Authority from the market members;

d) Other necessary information and data.

2. Inspecting the electricity market activities.

3. Requesting irregular independent audit of the procedures and software serving the electricity market operation of the System and market operator if necessary.

4. Making and disclosing the reports on the electricity market regulation observance assessment as prescribed in Article 22 of this Circular.

Article 15. Analyzing the results of electricity market regulation observance assessment and supervision

Basing on the results of the electricity market regulation observance supervision, the Electricity Regulatory Authority shall consider and impose appropriate handling measures, in particular:

...

...

...

2. Amending and supplementing the procedures for the electricity market operation in order to overcome the obstruction and limitations during the implementation.

3. Upon detecting the signs of violations of electricity market regulations and relevant procedures, the Electricity Regulatory Authority is responsible for investigating the violations as prescribed in Article 19 of this Circular.

SECTION 3. ASSESSING THE ELECTRICITY INDUSTRY STRUCTURE, THE POSSESSION MECHANISM AND COMPETITION SUPERVISION

Article 16. Assessing the electricity industry structure and the possession mechanism

1. the Electricity Regulatory Authority is responsible for supervising and assessing the electricity industry structure and the possession mechanism every year, every month or every time of changing the structure of the possession mechanism of the electricity industry.

2. The contents of the assessment of the electricity industry structure and the possession mechanism include:

a) Assessing the electricity industry structure by each phase:

- Generating stage;

- Transmitting stage;

...

...

...

- The service providers of the electricity market;:

b) Assessing the possession mechanism in the generating phase, including:

- The possession relationship among the market members.

- The market share of installed capacity by owner;

- The market share of installed capacity by generating technology;

- The market share of installed capacity by geographical areas;

3. Procedures for supervising and assessing the electricity industry structure and the possession mechanism

a) Collecting necessary data, including:

- The data on the power generating units including the list of power generating units, the information about the market members and the economic, technical information of the plants.

...

...

...

b) Calculating the indicators, including:

- The market share of installed capacity and electric energy output by owner;

- The market share of installed capacity and electric energy output by price offerer;

- The market share of installed capacity and electric energy output by geographical areas;

- The market share of installed capacity and electric energy output by generating technology;

c) Assessment and analysis:

- Assessing the condition of the electricity industry structure and the possession mechanism

- Analyzing the impact of the industry structure and the possession mechanism on the electricity market activities.

Making and disclosing the reports on the electricity market regulation observance assessment and supervisions as prescribed in Article 22 of this Circular.

...

...

...

The Electricity Regulatory Authority is responsible for supervising the acts of misusing the monopoly, the domination or the acts of unhealthy competition under the following procedures:

1. Collecting input data, including:

a) The reports on the signs of violations sent to the Electricity Regulatory Authority from the market members;

b) The information and figures of the electricity market operation;

c) Other necessary data from the market participants provided at the request from the Electricity Regulatory Authority.

2. Assessment and analysis:

a) Assessing the price quotations from the units;

b) Analyzing the results of the electricity market operation;

c) Analyzing and verifying the reports on the signs of violations sent by market members to the Electricity Regulatory Authority;

...

...

...

3. Making and disclosing the report on the competition supervision as prescribed in Article 22 of this Circular.

SECTION 4. VIOLATION INVESTIGATION

Article 18. Cases of violation investigation

The Electricity Regulatory Authority shall investigate the violations in the following cases:

1. Upon detecting signs of violations according to the results of electricity market supervision and assessment specified in Section 1, 2 and 3 in this Chapter.

2. At the request from the market members.

3. At the request from the competent agency.

Article 19. Procedures for violation investigation

The investigation shall be carried out under the procedures specified in the Circular No. 27/2011/TT-BCT on July 19, 2011 of the Minister of Industry and Trade on the procedures for investigating and imposing sanctions against violations of electricity.

...

...

...

The handling measures are the measures imposed by the Electricity Regulatory Authority (or competent agencies) on electricity market members that commit acts of violations of law provisions on electricity market in accordance with the Government's Decree No. 68/2010/NĐ-CP on June 15, 2010 specifying the sanctions against violations of electricity and the electricity market regulations, including:

1. Issuing warning and requesting explanations.

2. Suspending the market membership as prescribed in the Circular No. 18/2010/TT-BCT.

3. The forms of sanctions against violating units are specified in the Government's Decree No. 68/2010/NĐ-CP on June 15, 2010 specifying the sanctions against violations of electricity.

SECTION 5. ELECTRICITY MARKET SUPERVISION REPORTS

Article 21. The report regulation of the System and market operator

The electricity market of the System and market operator are responsible for:

1. Making and disclosing the reports on the results of the electricity market operation every day, every week, every month and every year as prescribed in Article 95 of the Circular No. 18/2010/TT-BCT.

2. Making and sending the Electricity Regulatory Authority the following reports:

...

...

...

b) The reports on the electricity market supervision results as prescribed in Article 10 of this Circular.

c) The reports on the contents requested by the Electricity Regulatory Authority.

Article 22. Responsibilities to report of the Electricity Regulatory Authority

1. the Electricity Regulatory Authority is responsible for making and disclosing the monthly reports on the electricity market supervision under the form specified in Annex 3 of this Circular.

2. the Electricity Regulatory Authority is responsible for making and disclosing the annual reports on the electricity market supervision under the form specified in Annex 4 of this Circular.

Chapter 4.

DATA SERVING THE ELECTRICITY MARKET SUPERVISION

Article 23. Responsibilities to provide data

1. The System and market operator are responsible for providing the Electricity Regulatory Authority with the information and data on the electricity market operation, including:

...

...

...

b) The figures and results of electricity market operation of succeeding hours, succeeding days, in real-time and payment calculation;

c) Other necessary information and figures requested by the Electricity Regulatory Authority for supervising the electricity market.

2. Other market members are responsible for providing information and figures related to their activities on the competitive electricity market or at the request from the Electricity Regulatory Authority

Article 24. Methods of data provision

1. The System and market operator are responsible for providing information for the Electricity Regulatory Authority under the following methods:

a) Automatic online synchronization between the electricity market database at the System and market operator and the electricity market supervision database at the Electricity Regulatory Authority. The minimum database synchronization frequency is once per day. the Electricity Regulatory Authority shall specify the list of electricity market information and data that need synchronization.

b) In case the data provision method specified in Point a this Clause cannot be adopted, the System and market operator shall make and send the electricity market data files under the format, form and schedule specified by the Electricity Regulatory Authority.

2. The other electricity market members shall provide information and data in writing or data files under the form requested by the Electricity Regulatory Authority.

Article 25. Data quality assurance

...

...

...

2. Other market members are responsible for assuring the quality of the data provided for the Electricity Regulatory Authority serving the investigation of which the accuracy is certified by the providers.

3. The data quality is consider satisfactory when:

a) There is no deficiency and error, the consistency and difference between the data and the original database at the units is assured;

b) The data is inspected for errors and mistakes, the data accuracy is certified by the providers.

Article 26. Data management and processing tools and software

The Electricity Regulatory Authority is responsible for equipping the following tools for managing and processing the electricity market supervision data;

1. Database management and storage software;

2. Data processing software, including the following features:

a) Processing, calculating and giving graphs serving the electricity market supervision and assessment;

...

...

...

c) Extracting the calculations and making reports under the specified forms.

Chapter 5.

ORGANIZING THE IMPLEMENTATION

Article 27. Organizing the implementation

1. The Electricity Regulatory Authority is responsible for:

a) Disseminating, guiding and inspecting the implementation of this Circular;

b) Compiling and promulgating the forms and data file formats as prescribed in Article 24 of this Circular;

c) Equipping, managing and operating the tools and software serving the electricity market supervision..

2. The System and market operator are responsible for developing and equipping necessary tools for assuring the transmission of information and data to the Electricity Regulatory Authority under the data transmission methods prescribed in Article 24 of this Circular.

...

...

...

1. This Circular takes effect on July 01, 2012.

2. The Director of the Electricity Regulatory Authority, The Chief of the Ministry Office, the Ministerial Chief Inspector, The Director of relevant Department affiliated to Ministries, electricity units and organizations and individuals engaging in electricity activities are responsible for implementing this Circular./.

FOR THE MINISTER
DEPUTY MINISTER




Hoang Quoc Vuong