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

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để tính toán các nội dung quy định tại khoản 1 Điều này. Giá bản chào sử dụng trong mô phỏng thị trường của các tổ máy nhiệt điện bằng giá trần bản chào xác định tại khoản 1 Điều 22 Thông tư này, của các tổ máy thủy điện bằng giá trị nước tính toán cho năm tới.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm trình Tập đoàn điện lực Việt Nam thẩm định và trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt kế hoạch vận hành năm tới theo thời gian biểu thị trường quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này. Hồ sơ trình bao gồm kết quả tính toán, các số liệu đầu vào và thuyết minh tính toán.

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

2. Hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật danh sách nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang.

3. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm lập danh sách các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu để Bộ Công Thương trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.

1. Tổng nhu cầu phụ tải hệ thống và phụ tải từng miền Bắc, Trung, Nam cho cả năm và từng tháng trong năm.

2. Biểu đồ phụ tải các ngày điển hình các miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống các tháng trong năm.

3. Công suất cực đại, cực tiểu của phụ tải hệ thống trong từng tháng.

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định nhu cầu các loại dịch vụ phụ trợ cho năm tới theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lựa chọn nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ và ký hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ với Đơn vị phát điện theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân loại các tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh theo quy định tại Quy trình phân loại tổ máy và tính giá trần bản chào của nhà máy nhiệt điện.

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

3. Căn cứ hệ số tải trung bình năm từ kết quả mô phỏng, các tổ máy được phân loại thành ba (03) nhóm sau:

1. Xác định giá trần của tổ máy nhiệt điện

2. Giá sàn của các tổ máy nhiệt điện được quy định tại khoản 3 Điều 10 Thông tư này.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giới hạn chào giá đã được phê duyệt của các tổ máy nhiệt điện theo thời gian biểu thị trường tại Phụ lục 1 Thông tư này.

1. Giá trần bản chào của nhà máy điện BOT bằng giá thành phần điện năng trong hợp đồng mua bán điện của nhà máy BOT.

2. Giá sàn bản chào của nhà máy điện BOT bằng 1 đồng/kWh.

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

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

3. Trong trường hợp không có nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại các điểm a, b và c khoản 1 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng nhà máy mới tốt nhất đã lựa chọn cho năm N-1 và yêu cầu Đơn vị mua buôn duy nhất cập nhật, cung cấp lại các số liệu quy định tại khoản 2 Điều này để tính toán cho năm N.

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

: chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 1 kWh trong năm N của nhà máy điện (đồng/kWh);

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

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

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

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

5. Nhà máy điện mới tốt nhất lựa chọn cho năm N là nhà máy điện có chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 1 kWh thấp nhất theo kết quả tính toán tại khoản 4 Điều này.

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

2. Không áp dụng giá công suất thị trường cho các giờ thấp điểm đêm, trong đó giờ thấp điểm đêm là các giờ tính từ 0 giờ 00 đến 4 giờ 00 và từ 22 giờ 00 đến 24 giờ 00.

3. Giá công suất thị trường tỷ lệ với phụ tải hệ thống dự báo cho chu kỳ giao dịch.

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

2. Xác định chi phí thiếu hụt tháng

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

Trong đó:

t: tháng t trong năm N;

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

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

: công suất phụ tải đỉnh trong tháng t (MW).

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

1. Sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định sản lượng dự kiến của nhà máy điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc.

nếu

nếu

nếu

Trong đó:

: sản lượng kế hoạch năm N của nhà máy điện (kWh);

: sản lượng dự kiến năm N của nhà máy điện xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc được quy đổi về vị trí đo đếm (kWh);

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

a, b: hệ số hiệu chỉnh sản lượng năm, trong đó a = 0,9; b = 1,1.

3. Tính toán sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện theo công thức sau:

Trong đó:

Qc: sản lượng hợp đồng năm N (kWh);

: sản lượng kế hoạch năm N của nhà máy điện (kWh);

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

1. Sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định sản lượng dự kiến từng tháng của nhà máy điện.

2. Xác định sản lượng hợp đồng tháng theo công thức sau:

Trong đó:

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

Qc : sản lượng hợp đồng năm của nhà máy điện (kWh);

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

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

2. Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm:

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán các phương án giá trần thị trường, bao gồm mức giá trần thị trường, giá phát điện bình quân dự kiến cho năm N và mức độ thay đổi của giá phát điện bình quân dự kiến so với năm N-1. Số phương án giá trần thị trường tối thiểu là ba (03) phương án.

2. Giá trần thị trường cho năm N không vượt quá 115% mức giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện chạy lưng đắt nhất.

3. Giá phát điện bình quân hàng năm được tính toán theo công thức sau:

Trong đó:

j: nhà máy phát điện j của Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch;

J: tổng số nhà máy điện của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch;

PPDTB: giá phát điện bình quân toàn hệ thống trong năm N (đồng/kWh);

: giá thị trường toàn phần bình quân năm N quy định tại khoản 4 Điều này (đồng/kWh);

: tổng sản lượng điện năng năm N của toàn hệ thống (kWh);

: tổng sản lượng điện năng năm N của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch (kWh);

: tổng sản lượng điện năng trong hợp đồng mua bán điện dạng sai khác năm N nhà máy điện j (kWh);

: giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác năm N của nhà máy điện j (kWh);

: tổng chi phí mua điện từ các nhà máy điện BOT năm N (đồng);

: tổng chi phí mua điện từ các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong năm N (đồng);

CDVPT: tổng chi phí mua dịch vụ phụ trợ trong năm N (đồng).

4. Giá thị trường toàn phần bình quân được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

i: chu kỳ giao dịch i trong năm N;

I: tổng chu kỳ giao dịch trong năm N;

: giá thị trường toàn phần bình quân năm N (đồng/kWh);

: sản lượng dự kiến phát vào thị trường của tất cả các nhà máy phát điện tham gia thị trường trong chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường có ràng buộc truyền tải (kWh);

: giá điện năng thị trường dự kiến của chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường điện không ràng buộc truyền tải (đồng/kWh);

: giá công suất thị trường của chu kỳ giao dịch i (đồng/kW).

1. Tổng nhu cầu phụ tải hệ thống và phụ tải từng miền Bắc, Trung, Nam cho cả tháng và từng tuần trong tháng.

2. Biểu đồ phụ tải các ngày điển hình các miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống cho các tuần trong tháng.

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

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

4. Mức nước giới hạn các tuần trong tháng của các hồ chứa thủy điện.

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm phân loại các tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh trong tháng tới theo Quy trình phân loại tổ máy và tính giá trần bản chào hàng tháng của nhà máy nhiệt điện.

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

3. Căn cứ hệ số tải trung bình tháng từ kết quả mô phỏng, các tổ máy được phân loại thành ba (03) nhóm sau:

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng tới theo thời gian biểu thị trường quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.

1. Sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định sản lượng dự kiến từng giờ trong tháng của nhà máy điện.

2. 1Xác định sản lượng hợp đồng giờ theo công thức sau:

Trong đó:

i: chu kỳ giao dịch thứ i trong tháng;

I: tổng số chu kỳ trong tháng;

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

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

: sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện được xác định theo Điều 28 Thông tư này (kWh);

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi kết quả tính toán sản lượng hợp đồng giờ cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch theo thời gian biểu thị trường điện quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.

4. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận sản lượng hợp đồng giờ theo kết quả tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật số liệu dự báo phụ tải, thuỷ văn và các số liệu có liên quan để tính toán giá trị nước tuần tới.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật thông tin, tính toán lại giá trị nước cho tuần tới và công bố các kết quả sau:

1. Trường hợp giá trị nước lớn hơn 0 đồng/kWh:

2. Trường hợp giá trị nước nhỏ hơn hoặc bằng 0 đồng/kWh, giá trần và giá sàn của nhà máy thủy điện bằng 0 đồng/kWh.

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

2. Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D. Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp theo quy định tại Điều 58 và Điều 59 Thông tư này.

3. Các kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

1. Có tối đa 5 cặp giá chào (đồng/kWh) và công suất (MW) cho tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D.

2. Công suất trong bản chào giá là công suất tại đầu cực máy phát điện.

3. Bước chào tối thiểu là 3 MW.

4. Có các thông tin về thông số kỹ thuật của tổ máy, bao gồm:

6. Dải công suất chào đầu tiên trong bản chào giá phải bằng công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy. Dải công suất chào cuối cùng phải bằng công suất công bố.

7. Đơn vị của giá chào là đồng/kWh, với số thập phân nhỏ nhất là 0,1.

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

Mẫu bản chào giá được quy định tại Phụ lục 3 Thông tư này.

1. Nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang có trách nhiệm chào giá theo một bản chào giá chung cả nhóm và tuân thủ giới hạn giá chào quy định tại Điều 37 Thông tư này.

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

3. Trong trường hợp không đăng ký đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm chào giá thay cho các nhà máy thuộc nhóm này theo đúng giá trị nước của nhóm.

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

5. Giá trị nước của nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang là giá trị nước của hồ thuỷ điện lớn nhất trong bậc thang đó. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định hồ thuỷ điện dùng để tính toán giá trị nước cho nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang cùng với việc phân loại các nhà máy thuỷ điện quy định tại Điều 18 Thông tư này.

6. Trong trường hợp nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang có nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu:

1. Các nhà máy thủy điện khác có hồ chứa điều tiết trên một (01) tuần chào giá trên thị trường và tuân thủ giới hạn giá chào quy định tại Điều 37 Thông tư này.

2. Các nhà máy thủy điện khác có hồ chứa điều tiết dưới một (01) tuần công bố sản lượng phát hàng giờ của ngày D cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trước 10 giờ 00 ngày D-1 để lập lịch huy động.

3. Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm chào giá thay cho các nhà máy điện BOT.

1. Trước 10 giờ 00 ngày D-1, đơn vị chào giá có trách nhiệm nộp bản chào giá ngày D.

2. Các đơn vị chào giá nộp bản chào giá qua hệ thống thông tin thị trường. Trong trường hợp do sự cố không thể sử dụng hệ thống thông tin thị trường, đơn vị chào giá có trách nhiệm thống nhất với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các phương thức khác cho việc nộp bản chào giá theo thứ tự ưu tiên sau:

1. Ba mươi (30) phút trước thời điểm chấm dứt chào giá, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của bản chào giá đã nhận được từ các đơn vị chào giá theo quy định tại Điều 39 Thông tư này. Trường hợp đơn vị chào giá gửi nhiều bản chào giá thì chỉ xem xét bản chào giá nhận được cuối cùng.

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

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

1. Sau thời điểm chấm dứt chào giá, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của các bản chào giá nhận được cuối cùng theo quy định tại Điều 39 Thông tư này. Bản chào giá cuối cùng hợp lệ được sử dụng làm bản chào giá lập lịch cho việc lập lịch huy động ngày tới.

2. Trong trường hợp Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không nhận được bản chào giá hoặc bản chào giá cuối cùng của đơn vị chào giá không hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng bản chào giá mặc định của Đơn vị phát điện đó làm bản chào giá lập lịch.

3. Bản chào giá mặc định của các nhà máy điện được xác định như sau:

1. Biểu đồ phụ tải ngày của toàn hệ thống và từng miền Bắc, Trung, Nam.

2. Các bản chào giá lập lịch của các đơn vị chào giá.

3. Sản lượng công bố của các thuỷ điện quy định tại khoản 2 Điều 36, khoản 6 Điều 40 và khoản 2 Điều 41 Thông tư này.

4. Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập khẩu quy định tại Điều 58 và Điều 59 Thông tư này.

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

6. Yêu cầu về công suất dự phòng quay và điều tần.

8. Các kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

9. Thông tin cập nhật về độ sẵn sàng của lưới điện truyền tải và các tổ máy phát điện từ hệ thống SCADA hoặc do Đơn vị truyền tải và các đơn vị phát điện cung cấp.

1. Lịch huy động không ràng buộc, bao gồm:

2. Lịch huy động ràng buộc, bao gồm:

1. Công suất huy động dự kiến (bao gồm cả công suất điều tần và dự phòng quay) của các tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.

2. Giá điện năng thị trường dự kiến cho từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.

3. Danh sách các tổ máy dự kiến phải phát tăng hoặc phát giảm công suất trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.

4. Thông tin về cảnh báo thiếu công suất trong ngày tới (nếu có), bao gồm:

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

1. Đối với tổ máy khởi động chậm, Đơn vị phát điện có trách nhiệm chuẩn bị sẵn sàng để hoà lưới tổ máy này theo lịch huy động ngày tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố. Trường hợp thời gian khởi động của tổ máy lớn hơn 24 giờ, Đơn vị phát điện có trách nhiệm hoà lưới tổ máy này căn cứ trên kết quả đánh giá an ninh hệ thống ngắn hạn do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố.

2. Đối với tổ máy không phải là khởi động chậm, Đơn vị phát điện có trách nhiệm chuẩn bị sẵn sàng để hoà lưới tổ máy này theo lịch huy động giờ tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố.

1. Sửa đổi bản chào giá

2. Sửa đổi công suất công bố của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép sửa đổi công suất công bố của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo quy định tại khoản 2 Điều 51 Thông tư này.

1. Biểu đồ phụ tải của toàn hệ thống và từng miền Bắc, Trung, Nam dự báo cho giờ tới và ba (03) giờ tiếp theo.

2. Các bản chào giá lập lịch của các đơn vị chào giá.

3. Kế hoạch hòa lưới của các tổ máy khởi động chậm theo lịch huy động ngày tới đã được công bố.

4. Sản lượng công bố của các nhà máy thủy điện đa mục tiêu.

5. Công suất điều tần, dự phòng quay, dự phòng khởi động nhanh, dự phòng nguội và vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện cho giờ tới.

6. Độ sẵn sàng của lưới điện truyền tải và các tổ máy phát điện từ hệ thống SCADA hoặc do Đơn vị truyền tải điện và các đơn vị phát điện cung cấp.

7. Các ràng buộc khác về an ninh hệ thống.

1. Trước khi lập lịch huy động giờ tới, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép điều chỉnh sản lượng giờ của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu đã được công bố theo quy định tại khoản 2 Điều 36 Thông tư này trong các trường hợp sau:

2. Phạm vi điều chỉnh sản lượng giờ của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong các trường hợp quy định tại điểm a và điểm b khoản 1 Điều này do Cục Điều tiết điện lực quy định hàng năm theo đề xuất của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trên cơ sở đánh giá kết quả vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong năm liền trước. Trong năm đầu tiên vận hành thị trường điện, phạm vi điều chỉnh là ±5%.

2. Lập lịch huy động giờ tới trong trường hợp thiếu công suất

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh lịch huy động giờ tới thông qua các biện pháp theo thứ tự sau:

1. Dự báo phụ tải giờ tới của toàn hệ thống và các miền Bắc, Trung, Nam.

2. Lịch huy động các tổ máy phát điện trong giờ tới và ba (03) giờ tiếp theo được lập theo quy định tại Điều 52 Thông tư này.

3. Các biện pháp xử lý của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong trường hợp thiếu hoặc thừa công suất.

4. Các thông tin về việc điều chỉnh công suất công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo quy định tại Điều 51 Thông tư này.

5. Lịch sa thải phụ tải dự kiến (nếu có).

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm vận hành hệ thống điện trong thời gian thực căn cứ lịch huy động giờ tới đã được công bố và tuân thủ quy định về vận hành hệ thống điện thời gian thực tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

2. Đơn vị phát điện có trách nhiệm tuân thủ lệnh điều độ do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

1. Các trường hợp can thiệp vào thị trường điện

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép can thiệp vào thị trường điện trong các trường hợp sau:

2. Các biện pháp can thiệp vào thị trường điện

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện huy động các tổ máy phát điện theo thứ tự sau:

3. Công bố thông tin về can thiệp vào thị trường điện

1. Thị trường điện dừng vận hành khi xảy ra một trong các trường hợp sau:

2. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét, quyết định dừng thị trường điện trong các trường hợp quy định tại khoản 1 Điều này và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho các thành viên tham gia thị trường điện về quyết định dừng thị trường điện của Cục Điều tiết điện lực.

4. Vận hành hệ thống điện trong thời gian dừng thị trường điện:

1. Thị trường điện được khôi phục vận hành khi đảm bảo các điều kiện sau:

2. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét, quyết định khôi phục thị trường điện và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho các thành viên tham gia thị trường điện về quyết định khôi phục thị trường điện của Cục Điều tiết điện lực.

1. Trước 16 giờ ngày D-2, Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sản lượng điện năng xuất khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.

2. Sản lượng điện năng xuất khẩu được tính như phụ tải tại điểm xuất khẩu và được dùng để tính toán dự báo phụ tải hệ thống phục vụ lập lịch huy động ngày tới và giờ tới.

1. Trước 16 giờ ngày D-2, Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sản lượng điện năng nhập khẩu trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.

1. Trước 15 giờ 00 ngày D 1, Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện số liệu đo đếm điện năng của từng chu kỳ giao dịch của ngày D.

2. Trước ngày làm việc thứ tám (08) sau khi kết thúc chu kỳ thanh toán, Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện số liệu đo đếm điện năng trong chu kỳ thanh toán theo quy định tại Thông tư số 27/2009/TT-BCT ngày 25 tháng 9 năm 2009 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định đo đếm điện năng trong thị trường phát điện cạnh tranh.

1. Sau ngày giao dịch D, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch tính giá điện năng thị trường cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D theo trình tự sau:

2. Giá điện năng thị trường bằng giá chào của dải công suất cuối cùng trong lịch tính giá điện năng thị trường. Trong trường hợp giá chào của dải công suất cuối cùng trong lịch tính giá điện năng thị trường cao hơn giá trần thị trường, giá điện năng thị trường được tính bằng giá trần thị trường.

3. Trước 9 giờ 00 ngày D 2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá điện năng thị trường của từng chu kỳ giao dịch trong ngày D.

2. Lượng công suất thanh toán của tổ máy trong chu kỳ giao dịch tính bằng lượng công suất của tổ máy đó được xếp trong lịch công suất.

3. Trước 9 giờ 00 ngày D 2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lượng công suất thanh toán của từng tổ máy trong các chu kỳ giao dịch của ngày D.

1. Trong trường hợp thời gian can thiệp thị trường nhỏ hơn 24 giờ:

2. Trong trường hợp thời gian can thiệp thị trường lớn hơn hoặc bằng 24 giờ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không có trách nhiệm thực hiện tính toán giá điện năng thị trường và công suất thanh toán cho khoảng thời gian thị trường bị can thiệp.

2. Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường trong chu kỳ giao dịch được xác định như sau:

Trong đó:

: sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

: sản lượng điện được thanh toán theo giá chào trong chu kỳ giao dịch i đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường (kWh);

: sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh).

Trong đó:

Rg: tổng các khoản thanh toán điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);

Rsmp: khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);

Rbp: khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá chào đối với các nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);

: khoản thanh toán cho phần sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ thanh toán (đồng).

2. Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán được xác định theo trình tự sau:

3. Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường trong chu kỳ thanh toán được xác định theo trình tự sau:

4. Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:

1. Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

Trong đó:

: khoản thanh toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

g: tổ máy của nhà máy điện được thanh toán theo giá công suất;

G: tổng số các tổ máy của nhà máy điện được thanh toán theo giá công suất;

: giá công suất thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kW);

: lượng công suất thanh toán của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (kW).

2. Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

Trong đó:

: khoản thanh toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);

i: chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán;

I: tổng số chu kỳ giao dịch trong chu kỳ thanh toán;

: khoản thanh toán công suất cho nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng).

1. Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch theo công thức sau:

Trong đó:

: khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng);

: sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

P­c: giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác (đồng/kWh);

SMPi: giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

CANi: giá công suất thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).

2. Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

Trong đó:

Rc: khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ thanh toán (đồng);

i: chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ thanh toán;

I: tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ thanh toán;

: khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao dịch i (đồng).

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán chi phí cơ hội cho Đơn vị phát điện cung cấp dịch vụ dự phòng quay trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:

2. Chi phí cơ hội chỉ được thanh toán cho các tổ máy nhiệt điện cung cấp dự phòng quay.

1. Đơn vị phát điện có tổ máy phát công suất phản kháng phát phục vụ điều chỉnh điện áp được thanh toán cho lượng điện năng nhận từ lưới điện để phát công suất phản kháng:

2. Tổ máy nhiệt điện bị buộc phải ngừng theo quy định tại điểm d và điểm e khoản 3 Điều 52 Thông tư này được thanh toán chi phí khởi động theo mức chi phí thỏa thuận giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.

3. Trường hợp sản lượng đo đếm điện năng tháng do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo quy định tại khoản 2 Điều 61 có sai khác so với tổng điện năng đo đếm các ngày trong tháng do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo quy định tại khoản 1 Điều 61 Thông tư này, phần điện năng chênh lệch được thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện đã ký giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.

1. Trước ngày D 4, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ cho ngày giao dịch đó theo mẫu quy định tại Phụ lục 4 Thông tư này.

2. Trước ngày D 6, Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm thông báo lại cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các sai sót trong bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ (nếu có).

3. Vào ngày D 6, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện hoàn chỉnh cho ngày D.

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổng hợp các số liệu thanh toán cho tất cả ngày giao dịch trong chu kỳ thanh toán và kiểm tra, đối chiếu với biên bản tổng hợp sản lượng điện năng do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng cung cấp.

2. Trong thời hạn mười (10) ngày làm việc kể từ ngày giao dịch cuối cùng của chu kỳ thanh toán, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và phát hành bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán.

3. Bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán bao gồm các bảng kê thanh toán cho từng ngày giao dịch và bảng tổng hợp theo mẫu quy định tại Phụ lục 5 Thông tư này và biên bản xác nhận chỉ số công tơ và sản lượng điện năng.

1. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch lập và gửi chứng từ thanh toán thị trường điện cho Đơn vị mua buôn duy nhất căn cứ trên bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán.

2. Đơn vị phát điện lập và gửi chứng từ thanh toán hợp đồng cho Đơn vị mua buôn duy nhất theo các quy định trong hợp đồng mua bán điện đã ký giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.

3. Trước ngày 20 hàng tháng, Đơn vị phát điện lập và gửi hóa đơn thanh toán cho Đơn vị mua buôn duy nhất. Hóa đơn thanh toán bao gồm các khoản thanh toán thị trường điện và thanh toán hợp đồng trong chu kỳ thanh toán.

1. Trong trường hợp hóa đơn có sai sót, Đơn vị phát điện hoặc Đơn vị mua buôn duy nhất có quyền đề nghị hiệu chỉnh hóa đơn trong thời hạn một (01) tháng kể từ ngày phát hành. Các bên liên quan có trách nhiệm phối hợp xác định và thống nhất các khoản thanh toán hiệu chỉnh.

2. Đơn vị phát điện có trách nhiệm bổ sung khoản thanh toán hiệu chỉnh vào hóa đơn của chu kỳ thanh toán tiếp theo.

2. Đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm thống nhất phương thức thanh toán trong thị trường điện phù hợp với quy định tại Thông tư này và các quy định có liên quan.

1. Hệ thống phần cứng và phần mềm phục vụ quản lý và trao đổi thông tin thị trường điện.

2. Hệ thống cơ sở dữ liệu và lưu trữ.

3. Cổng thông tin điện tử phục vụ thị trường điện, bao gồm cả trang thông tin điện tử nội bộ và trang thông tin điện tử công cộng.

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xây dựng, quản lý và vận hành Hệ thống thông tin thị trường điện.

2. Các thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm đầu tư các trang thiết bị trong phạm vi quản lý đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đưa ra, đảm bảo việc kết nối với Hệ thống thông tin thị trường điện.

3. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm phát triển, quản lý và vận hành mạng đường truyền kết nối giữa Hệ thống thông tin thị trường điện của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện với các thiết bị của các thành viên tham gia thị trường điện.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chỉ được đưa vào vận hành hoặc thay đổi Hệ thống thông tin thị trường điện hiện có sau khi đã nghiệm thu hoàn chỉnh và được Cục Điều tiết điện lực thông qua.

5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm trang bị thiết bị dự phòng cho hệ thống thông tin thị trường để đảm bảo có thể thu thập, truyền và công bố thông tin thị trường trong trường hợp Hệ thống thông tin thị trường điện chính bị sự cố hoặc không thể vận hành.

1. Đơn vị phát điện, Đơn vị mua buôn duy nhất, Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các thông tin, số liệu phục vụ lập kế hoạch vận hành, lập lịch huy động và tính toán thanh toán theo quy định tại Thông tư này qua cổng thông tin điện tử của Hệ thống thông tin thị trường điện.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm cung cấp và công bố thông tin, số liệu và các báo cáo vận hành thị trường điện cho các thành viên tham gia thị trường điện theo quy định tại Thông tư này qua cổng thông tin điện tử của Hệ thống thông tin thị trường điện.

3. Mức độ phân quyền truy cập thông tin được xác định theo chức năng của các đơn vị và được quy định tại Quy trình vận hành hệ thống thông tin thị trường điện và công bố thông tin.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố công khai trên trang thông tin điện tử công cộng các thông tin sau:

1. Thành viên tham gia thị trường có trách nhiệm đảm bảo tính chính xác và đầy đủ của thông tin thị trường điện tại thời điểm cung cấp.

2. Trường hợp phát hiện các thông tin đã cung cấp, công bố không chính xác và đầy đủ, thành viên tham gia thị trường có trách nhiệm cải chính và cung cấp lại thông tin chính xác cho đơn vị có liên quan.

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không được tiết lộ các thông tin do thành viên tham gia thị trường điện cung cấp, bao gồm:

2. Thành viên tham gia thị trường điện không được tiết lộ các thông tin ngoài phạm vi được phân quyền cung cấp và công bố.

1. Cung cấp thông tin theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực hoặc cơ quan có thẩm quyền theo quy định của pháp luật.

2. Các thông tin tự tổng hợp, phân tích từ các thông tin công bố trên thị trường điện, không phải do các thành viên tham gia thị trường điện khác cung cấp sai quy định tại Điều 92 Thông tư này.

1. Trước 15 giờ 00 hàng ngày, lập và công bố báo cáo vận hành thị trường điện ngày hôm trước.

2. Trước Thứ Ba hàng tuần, lập và công bố báo cáo vận hành thị trường điện tuần trước.

3. Trước ngày 10 hàng tháng, lập và công bố báo cáo vận hàng thị trường điện tháng trước.

4. Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, lập và công bố báo cáo vận hành thị trường điện năm trước.

1. Trước ngày 10 hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi Cục Điều tiết điện lực báo cáo vận hành hệ thống điện và thị trường điện của tháng trước theo mẫu do Cục Điều tiết điện lực quy định.

2. Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi Cục Điều tiết điện lực các báo cáo vận hành hệ thống điện và thị trường điện của năm trước theo mẫu do Cục Điều tiết điện lực quy định.

3. Trong thời hạn 24 giờ kể từ khi kết thúc can thiệp thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực về việc can thiệp thị trường điện.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm báo cáo đột xuất về vận hành hệ thống điện, thị trường điện theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.

1. Kiểm toán định kỳ

Trước ngày 31 tháng 3 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổ chức thực hiện và hoàn thành việc kiểm toán số liệu và sự tuân thủ trong thị trường điện của năm trước. Nội dung kiểm toán hàng năm bao gồm:

2. Kiểm toán đột xuất

Cục Điều tiết điện lực có quyền yêu cầu Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tổ chức thực hiện kiểm toán đột xuất theo các nội dung và phạm vi kiểm toán cụ thể trong các trường hợp sau:

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm đề xuất đơn vị kiểm toán độc lập đủ năng lực thực hiện các nội dung kiểm toán thị trường điện trình Cục Điều tiết điện lực thông qua.

4. Các thành viên tham gia thị trường điện có trách nhiệm hợp tác đầy đủ trong quá trình thực hiện kiểm toán thị trường điện.

5. Chi phí kiểm toán:

6. Trong thời hạn 10 ngày kể từ khi kết thúc kiểm toán, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi báo cáo kiểm toán cho Cục Điều tiết điện lực và các đơn vị liên quan.

1. Các tranh chấp phát sinh trong thị trường điện được giải quyết theo Quy định về trình tự, thủ tục giải quyết tranh chấp trong hoạt động điện lực do Bộ Công thương ban hành.

2. Trước khi thực hiện giải quyết tranh chấp theo quy định tại khoản 1 Điều này, các bên có trách nhiệm tiến hành đàm phán để tự giải quyết (hoà giải) trong thời hạn sáu mươi (60) ngày theo một trong các hình thức sau:

1. Thống nhất về hình thức hòa giải, thời gian, địa điểm tiến hành đàm phán.

2. Cung cấp đầy đủ, trung thực, chính xác những thông tin, tài liệu cần thiết liên quan đến nội dung tranh chấp.

3. Đưa ra chứng cứ hợp pháp để bảo vệ quyền và lợi ích hợp pháp.

4. Tham gia quá trình đàm phán với tinh thần thiện chí, hợp tác.

5. Trong quá trình hòa giải, nếu phát hiện tranh chấp có dấu hiệu vi phạm quy định thị trường điện thì bên phát hiện có trách nhiệm thông báo cho bên kia biết để dừng hoà giải và báo cáo Cục Điều tiết điện lực.

1. Khi phát sinh tranh chấp, bên khiếu nại có trách nhiệm thông báo bằng văn bản cho bên bị khiếu nại về việc tranh chấp và yêu cầu giải quyết tranh chấp đó và gửi Cục Điều tiết điện lực một (01) bản để báo cáo.

2. Trong thời hạn 15 ngày kể từ ngày nhận được thông báo, các bên có trách nhiệm thống nhất với nhau về hình thức hòa giải, nội dung cần giải quyết, thời gian và địa điểm đàm phán. Trường hợp lựa chọn hình thức hoà giải thông qua trung gian, các bên có trách nhiệm thống nhất về việc chọn người làm trung gian hoà giải. Các bên có quyền thoả thuận thay đổi người trung gian hoà giải trước thời gian dự kiến hoà giải đã thống nhất.

1. Tự hòa giải

Các bên có trách nhiệm trao đổi, thoả thuận về các nội dung cần giải quyết.

2. Hoà giải thông qua trung gian

1. Sau khi kết thúc hòa giải hoặc hết thời hạn hòa giải, các bên tranh chấp có trách nhiệm lập Biên bản hòa giải bao gồm các nội dung sau:

2. Trong thời hạn năm (05) ngày kể từ ngày lập biên bản hoà giải, các bên có trách nhiệm gửi Cục Điều tiết điện lực một (01) bản để báo cáo.

1. Các bên có quyền trình vụ việc lên Cục Điều tiết điện lực để giải quyết tranh chấp trong các trường hợp sau:

2. Sau khi nhận được Đơn đề nghị giải quyết tranh chấp (Đơn kiện), Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm giải quyết tranh chấp theo trình tự, thủ tục quy định tại Quy định về trình tự, thủ tục giải quyết tranh chấp trong hoạt động điện lực do Bộ Công Thương ban hành.

1. Các hành vi vi phạm trong thị trường điện bị phát hiện phải được trình báo Cục Điều tiết điện lực bằng văn bản.

2. Nội dung trình báo hành vi vi phạm bao gồm:

1. Trong thời hạn năm (05) ngày kể từ ngày nhận được trình báo về hành vi vi phạm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức kiểm tra, xác minh.

2. Trong quá trình tiến hành kiểm tra, xác minh hành vi vi phạm, Cục Điều tiết điện lực có quyền:

3. Trong quá trình kiểm tra, xác minh, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm giữ bí mật các thông tin, tài liệu được cung cấp theo quy định về bảo mật thông tin quy định tại Thông tư này.

1. Trong thời hạn ba mươi (30) ngày kể từ ngày tiến hành kiểm tra, xác minh, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm kết thúc kiểm tra, xác minh và lập Biên bản vi phạm pháp luật đối với hành vi vi phạm quy định vận hành thị trường điện. Trường hợp vụ việc có nhiều tình tiết phức tạp, thời hạn kiểm tra, xác minh có thể kéo dài nhưng không quá sáu mươi (60) ngày kể từ ngày tổ chức kiểm tra, xác minh.

2. Biên bản vi phạm pháp luật được lập theo quy định về xử phạt vi phạm pháp luật trong lĩnh vực điện lực.

3. Trường hợp kết quả kiểm tra, xác minh cho thấy hành vi bị trình báo không vi phạm quy định vận hành thị trường điện, Cục Điều tiết điện lực dừng kiểm tra, xác minh và thông báo cho tổ chức, cá nhân trình báo.

1. Đơn vị vi phạm phải chịu một trong các hình thức, mức độ xử phạt đối với từng hành vi vi phạm theo quy định về xử phạt vi phạm pháp luật trong lĩnh vực điện lực.

2. Đối với nhà máy điện có hành vi vi phạm quy định tại khoản 1 Điều 8 Thông tư này, ngoài bị xử phạt theo quy định tại khoản 1 Điều này còn bị đình chỉ quyền tham gia thị trường điện. Thời hạn đình chỉ quyền tham gia thị trường điện tùy thuộc vào tính chất, mức độ vi phạm nhưng không quá sáu (06) tháng.

1. Trường hợp nhà máy điện có hành vi vi phạm quy định tại khoản 1 Điều 8 Thông tư này, trong thời hạn năm (05) ngày kể từ ngày Biên bản vi phạm pháp luật được lập, Cục Điều tiết điện lực xem xét, ra quyết định đình chỉ quyền tham gia thị trường điện của nhà máy điện có hành vi vi phạm và gửi cho nhà máy điện vi phạm và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

2. Trong thời hạn một (01) ngày kể từ ngày nhận được Quyết định đình chỉ quyền tham gia thị trường điện , Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố việc đình chỉ quyền tham gia thị trường điện đối với nhà máy điện vi phạm.

3. Hết thời hạn quy định tại khoản 2 Điều 107 Thông tư này, nhà máy điện vẫn chưa khắc phục vi phạm, Cục Điều tiết điện lực có quyền ra quyết định gia hạn đình chỉ quyền tham gia thị trường điện. Thời gian gia hạn không quá sáu (06) tháng, kể từ ngày hết hạn đình chỉ quyền tham gia thị trường điện .