Từ khoá: Số Hiệu, Tiêu đề hoặc Nội dung ngắn gọn của Văn Bản...

Đăng nhập

Đang tải văn bản...

Số hiệu: 07/2024/TT-BCT Loại văn bản: Thông tư
Nơi ban hành: Bộ Công thương Người ký: Nguyễn Sinh Nhật Tân
Ngày ban hành: 12/04/2024 Ngày hiệu lực: Đã biết
Ngày công báo: Đang cập nhật Số công báo: Đang cập nhật
Tình trạng: Đã biết

Nguyên tắc xác định giá phát điện cho nhà máy điện mới

Ngày 12/4/2024, Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư 07/2024/TT-BCT quy định phương pháp xác định giá phát điện, hợp đồng mua bán điện. Trong đó nêu rõ nguyên tắc xác định giá phát điện cho nhà máy điện mới.

Nguyên tắc xác định giá phát điện cho nhà máy điện mới

Theo đó, nguyên tắc xác định giá phát điện cho nhà máy điện mới, cụ thể như sau:

- Giá phát điện của nhà máy điện được xây dựng trên cơ sở:

+ Các khoản chi phí hợp lý, hợp lệ của Chủ đầu tư trong toàn bộ đời sống kinh tế dự án;

+ Tỷ suất sinh lợi nội tại về tài chính (IRR) không vượt quá 12%.

- Giá phát điện của nhà máy điện, bao gồm các thành phần sau:

+ Giá hợp đồng mua bán điện: Do Bên bán và Bên mua thỏa thuận và được xây dựng theo phương pháp quy định tại Điều 4 Thông tư 07/2024/TT-BCT .

+ Giá đấu nối đặc thù (nếu có): Do Bên bán và Bên mua thỏa thuận và được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 8 Thông tư 07/2024/TT-BCT .

- Giá phát điện chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, thuế tài nguyên nước, tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước, tiền dịch vụ môi trường rừng, phí bảo vệ môi trường đối với chất thải rắn và đối với nước thải công, nghiệp (áp dụng, đối với nhà máy nhiệt điện) và các khoản thuế, phí, các khoản thu bằng tiền khác theo quy định của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền (trừ các khoản thuế, phí đã được tính trong phương án giá phát điện).

- Giá hợp đồng mua bán điện để so với khung giá phát điện Năm cơ sở:

+ Giá hợp đồng mua bán điện Năm cơ sở không vượt quá khung giá phát điện Năm cơ sở của nhà máy điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành, trong đó giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện để so với khung giá phát điện Năm cơ sở được tính toán trên cơ sở các thành phần chi phí tương ứng với thành phần chi phí tính toán khung giá phát điện;

+ Trường hợp Năm cơ sở của nhà máy điện không có khung giá phát điện, giá hợp. đồng mua bán điện của nhà máy điện được tính toán quy đổi trên cơ sở các thành phần chi phí tương ứng để so với khung giá phát điện của năm gần nhất của loại hình nhà máy điện đó.

Xem chi tiết tại Thông tư 07/2024/TT-BCT có hiệu lực từ ngày 01/6/2024.

BỘ CÔNG THƯƠNG
-------

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------

Số: 07/2024/TT-BCT

Hà Nội, ngày 12 tháng 4 năm 2024

THÔNG TƯ

QUY ĐỊNH PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ PHÁT ĐIỆN, HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

Căn cứ Luật Điện lực ngày 03 tháng 12 năm 2004 và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực ngày 20 tháng 11 năm 2012;

Căn cứ Nghị định số 96/2022/NĐ-CP ngày 29 tháng 11 năm 2022 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;

Căn cứ Nghị định số 137/2013/NĐ-CP ngày 21 tháng 10 năm 2013 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Điện lựcLuật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực;

Theo đề nghị của Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực;

Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy định phương pháp xác định giá phát điện, hợp đồng mua bán điện.

Chương I

QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1. Phạm vi điều chỉnh và đối tượng áp dụng

1. Thông tư này quy định về phương pháp xác định giá phát điện, Hợp đồng mua bán điện cho các loại hình nhà máy điện.

2. Thông tư này áp dụng đối với các đối tượng sau đây:

a) Nhà máy điện hoạt động trên lãnh thổ nước Cộng hòa xã hội chủ nghĩa Việt Nam đấu nối với hệ thống điện quốc gia;

b) Các tổ chức, cá nhân khác có liên quan.

3. Nội dung về phương pháp xác định giá phát điện quy định tại Thông tư này không áp dụng đối với các đối tượng sau: nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu, nhà máy thủy điện nhỏ áp dụng biểu giá chi phí tránh được, nhà máy điện độc lập được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao (BOT), nhà máy điện và tổ máy cung cấp dịch vụ phụ trợ; nhà máy điện áp dụng cơ chế giá mua điện tại các văn bản của cấp có thẩm quyền.

4. Nội dung về Hợp đồng mua bán điện mẫu quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông tư này không áp dụng đối với các đối tượng sau: nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu, nhà máy thủy điện nhỏ áp dụng biểu giá chi phí tránh được, nhà máy điện độc lập được đầu tư theo hình thức BOT, nhà máy điện và tổ máy cung cấp dịch vụ phụ trợ, nhà máy điện áp dụng cơ chế giá mua điện tại các văn bản của cấp có thẩm quyền.

Nội dung về Hợp đồng mua bán điện mẫu quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông tư này không áp dụng đối với nhà máy điện mặt trời, điện gió, trừ trường hợp tham gia thị trường điện cạnh tranh.

5. Nhà máy điện chưa có cơ chế giá mua điện do Chính phủ, Thủ tướng Chính phủ hoặc Bộ Công Thương quy định thực hiện theo Điều 9 Thông tư này.

Điều 2. Giải thích từ ngữ

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

1. Bên bán là Đơn vị phát điện sở hữu Nhà máy điện.

2. Bên mua là Tập đoàn Điện lực Việt Nam (hoặc đơn vị đại diện theo phân cấp, ủy quyền), Tổng công ty Điện lực miền Bắc, Tổng công ty Điện lực miền Trung, Tổng công ty Điện lực miền Nam, Tổng công ty Điện lực Thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh, các khách hàng sử dụng điện lớn, các đơn vị mua buôn điện khác theo quy định của thị trường điện.

3. Chủ đầu tư là tổ chức, cá nhân trực tiếp quản lý, sử dụng vốn để thực hiện hoạt động đầu tư dự án nhà máy điện, đầu tư xây dựng đường dây và trạm biến áp để tải công suất các nhà máy điện.

4. Chi phí đấu nối là chi phí đầu tư xây dựng các hạng mục đường dây và trạm biến áp từ sân phân phối của nhà máy điện tới Điểm đấu nối và các chi phí liên quan đến đường dây chung được phân bổ (nếu có).

5. Chi phí đấu nối đặc thù là chi phí (hoặc được phân bổ chi phí) do Chủ đầu tư thực hiện để xây dựng đường dây và trạm biến áp từ sân phân phối của Nhà máy điện hoặc một số nhà máy điện để tải công suất của một số nhà máy điện đến Điểm đấu nối khi được cơ quan Nhà nước có thẩm quyền giao đầu tư xây dựng.

6. Điểm đấu nối là điểm được quy định tại thỏa thuận đấu nối giữa Chủ đầu tư và đơn vị quản lý lưới điện phù hợp với quy định của pháp luật.

7. Điện năng giao nhận là toàn bộ điện năng Bên bán giao cho Bên mua phục vụ cho việc thanh toán mua bán điện giữa Bên bán và Bên mua.

8. Đơn vị phát điện là tổ chức, cá nhân theo quy định pháp luật Việt Nam sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện.

9. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện là Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia hoặc tên gọi khác tùy thuộc theo cấp độ phát triển thị trường điện.

10. Hợp đồng tồn trữ, tái hóa và phân phối nhiên liệu khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) là các thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện hoặc đơn vị kinh doanh nhiên liệu với đơn vị đầu tư, quản lý kho chứa LNG để tồn trữ, tái hóa và phân phối, cung cấp nhiên liệu khí cho nhà máy điện, được ký kết theo quy định hiện hành, đảm bảo giá cạnh tranh, minh bạch.

11. Hợp đồng mua bán điện (PPA) là hợp đồng áp dụng cho việc mua bán điện của từng nhà máy điện.

12. Hợp đồng mua bán khí (GSPA) là hợp đồng giữa bên bán khí và chủ mỏ để mua khí thiên nhiên khai thác trong nước cung cấp cho bên mua khí là nhà máy điện sử dụng nhiên liệu khí để phát điện.

13. Hợp đồng mua bán nhiên liệu là các thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện và đơn vị kinh doanh nhiên liệu để cung cấp nhiên liệu cho nhà máy điện, được ký kết theo quy định hiện hành, đảm bảo nguồn gốc nhiên liệu hợp pháp, giá cạnh tranh, minh bạch.

14. Hợp đồng vận chuyển nhiên liệu là các thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện hoặc đơn vị kinh doanh nhiên liệu với đơn vị vận chuyển nhiên liệu để vận chuyển nhiên liệu cho nhà máy điện, được ký kết theo quy định hiện hành, đảm bảo giá cạnh tranh, minh bạch.

15. Năm cơ sở là năm Tổng mức đầu tư hoặc Tổng mức đầu tư điều chỉnh dự án sử dụng để tính toán giá phát điện được phê duyệt.

16. Nhà máy điện mới là nhà máy điện chưa ký hợp đồng mua bán điện lần đầu.

17. Suất tiêu hao nhiệt tinh là lượng nhiệt tiêu hao để sản xuất một kWh điện năng tại điểm giao nhận điện (BTU/kWh hoặc kJ/kWh hoặc kCal/kWh).

18. Tổng mức đầu tư là toàn bộ chi phí đầu tư xây dựng của dự án được xác định theo quy định của pháp luật hiện hành, phù hợp với thiết kế cơ sở và các nội dung khác của Báo cáo nghiên cứu khả thi đầu tư xây dựng.

19. Tổng mức đầu tư điều chỉnh là tổng mức đầu tư được điều chỉnh theo quy định của pháp luật về xây dựng có hiệu lực tại thời điểm đàm phán giá phát điện.

20. Vốn đầu tư quyết toán là toàn bộ chi phí hợp pháp thực hiện trong quá trình đầu tư để đưa dự án vào khai thác sử dụng. Chi phí hợp pháp là chi phí được thực hiện trong phạm vi dự án, thiết kế, dự toán được phê duyệt; hợp đồng xây dựng đã ký kết phù hợp với quy định của pháp luật; kể cả phần điều chỉnh, bổ sung được duyệt theo quy định và đúng thẩm quyền, vốn đầu tư được quyết toán phải nằm trong giới hạn tổng mức đầu tư được duyệt (hoặc được điều chỉnh) theo quy định của pháp luật.

Chương II

PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ PHÁT ĐIỆN

Mục 1. PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ PHÁT ĐIỆN CHO NHÀ MÁY ĐIỆN MỚI

Điều 3. Nguyên tắc xác định giá phát điện

1. Giá phát điện của nhà máy điện được xây dựng trên cơ sở:

a) Các khoản chi phí hợp lý, hợp lệ của Chủ đầu tư trong toàn bộ đời sống kinh tế dự án;

b) Tỷ suất sinh lợi nội tại về tài chính (IRR) không vượt quá 12%.

2. Giá phát điện của nhà máy điện, bao gồm các thành phần sau:

a) Giá hợp đồng mua bán điện: Do Bên bán và Bên mua thỏa thuận và được xây dựng theo phương pháp quy định tại Điều 4 Thông tư này;

b) Giá đấu nối đặc thù (nếu có): Do Bên bán và Bên mua thỏa thuận và được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 8 Thông tư này.

3. Giá phát điện chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, thuế tài nguyên nước, tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước, tiền dịch vụ môi trường rừng, phí bảo vệ môi trường đối với chất thải rắn và đối với nước thải công nghiệp (áp dụng đối với nhà máy nhiệt điện) và các khoản thuế, phí, các khoản thu bằng tiền khác theo quy định của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền (trừ các khoản thuế, phí đã được tính trong phương án giá phát điện).

4. Giá hợp đồng mua bán điện để so với khung giá phát điện Năm cơ sở:

a) Giá hợp đồng mua bán điện Năm cơ sở không vượt quá khung giá phát điện Năm cơ sở của nhà máy điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành, trong đó giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện để so với khung giá phát điện Năm cơ sở được tính toán trên cơ sở các thành phần chi phí tương ứng với thành phần chi phí tính toán khung giá phát điện;

b) Trường hợp Năm cơ sở của nhà máy điện không có khung giá phát điện, giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện được tính toán quy đổi trên cơ sở các thành phần chi phí tương ứng để so với khung giá phát điện của năm gần nhất của loại hình nhà máy điện đó.

Điều 4. Phương pháp xác định giá hợp đồng mua bán điện Năm Cơ sở của nhà máy điện

Giá hợp đồng mua bán điện Năm cơ sở PC (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

PC = P + P

1. P (đồng/kWh) là giá cố định Năm cơ sở, được xác định theo công thức sau:

P = FC + FOMCb

Trong đó:

FC: Giá cố định bình quân được xác định theo quy định tại Điều 5 Thông tư này (đồng/kWh);

FOMCb: Giá vận hành và bảo dưỡng cố định Năm cơ sở được xác định theo quy định tại Điều 6 Thông tư này (đồng/kWh).

2. P (đồng/kWh) là giá biến đổi Năm cơ sở.

a) Đối với nhà máy nhiệt điện, PBĐ được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện tại Năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 1 Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh);

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện tại Năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 2 Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh);

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện tại Năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 3 Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh);

: Giá vận chuyển nhiên liệu chính cho phát điện Năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 4 Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh).

b) Đối với nhà máy thủy điện, điện mặt trời, điện gió: P bằng 0 (không).

3. Chi phí thí nghiệm, chạy thử, nghiệm thu của nhà máy điện: Việc thanh toán chi phí thí nghiệm, chạy thử, nghiệm thu phát sinh trước ngày vận hành thương mại do Bên bán và Bên mua thỏa thuận đảm bảo không tính trùng trong Tổng mức đầu tư dự án được phê duyệt.

Điều 5. Phương pháp xác định giá cố định bình quân của nhà máy điện

1. Giá cố định bình quân của nhà máy điện (FC) được xác định trên cơ sở phân tích tài chính của dự án theo các Biểu mẫu 1Biểu mẫu 2 quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này. Các thông số đầu vào để xây dựng giá cố định bình quân của nhà máy điện (FC) được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này.

2. Thông số đầu vào chính được sử dụng trong tính toán giá cố định bình quân của nhà máy điện (FC):

a) Chi phí đầu tư: Chi phí đầu tư được xác định trên cơ sở Tổng mức đầu tư (hoặc Tổng mức đầu tư điều chỉnh, vốn đầu tư quyết toán) có hiệu lực tại thời điểm đàm phán giá phát điện được sử dụng để tính toán giá phát điện, bao gồm toàn bộ chi phí thuộc trách nhiệm đầu tư của Bên bán tính đến Điểm đấu nối của nhà máy điện gồm các hạng mục: nhà máy điện; cơ sở hạ tầng, cầu cảng cho nhà máy điện, kho cảng nhập LNG (đối với nhà máy điện sử dụng nhiên liệu LNG), các chi phí liên quan khác và các chi phí được phân bổ cho dự án (nếu có);

Riêng hạng mục về Chi phí đấu nối đặc thù được sử dụng để tính toán giá đặc thù được thực hiện theo quy định tại Điều 8 Thông tư này.

b) Đời sống kinh tế: Theo quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này, trừ trường hợp có văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt đời sống kinh tế của dự án khác với quy định tại Thông tư này thì áp dụng theo văn bản đó (năm).

c) Điện năng phát bình quân nhiều năm tại Điểm giao nhận điện (AGN);

AGN được quy đổi tính toán như sau:

Trong đó:

ANM: Sản lượng điện phát tại đầu ra của nhà máy điện theo thiết kế cơ sở có hiệu lực tại thời điểm đàm phán (kWh).

Riêng đối với nhà máy nhiệt điện, thì tính theo công thức sau:

ANM = Pt x Tmax

Pt: Công suất đầu cực máy phát tại thiết kế được duyệt (kW);

Tmax: Số giờ vận hành công suất cực đại bình quân nhiều năm của nhà máy.

ttd: Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy, tổn thất đường dây đến điểm giao nhận điện với hệ thống điện quốc gia (nếu có) do Bên bán và Bên mua thỏa thuận, xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt hoặc theo tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị (nếu có tại thời điểm đàm phán) nhưng không vượt quá giá trị tại thiết kế cơ sở được duyệt (%) hoặc áp dụng theo văn bản của cơ quan có thẩm quyền (nếu có);

kCS: Tỷ lệ suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy nhiệt điện (nếu có) do Bên bán và Bên mua thỏa thuận, xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt hoặc các tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị (nếu có tại thời điểm đàm phán) nhưng không vượt quá thông số tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này.

Đối với nhà máy điện không quy định Tmax, Kcs tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này, các thông số này do Bên bán và Bên mua thỏa thuận;

Trường hợp không xác định được AGN theo công thức trên, Bên bán và Bên mua xác định theo thiết kế cơ sở, thiết kế kỹ thuật quy đổi về điểm giao nhận điện có hiệu lực tại thời điểm đàm phán. Trường hợp không xác định được theo thiết kế kỹ thuật hoặc thiết kế cơ sở được duyệt thì xác định theo văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền. Trường hợp không xác định được theo văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền, AGN do Bên bán và Bên mua thỏa thuận.

d) Thời gian trích khấu hao từng nhóm tài sản cố định chính (năm): Xác định trên cơ sở thời gian trích khấu hao của từng nhóm tài sản cố định chính theo khung thời gian trích khấu hao quy định của Bộ Tài chính trong từng thời kỳ hoặc văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền cho phép trích khấu hao khác với quy định của Bộ Tài chính (nếu có).

đ) Tỷ lệ vốn chủ sở hữu, vốn vay và phân kỳ vốn đầu tư trong tổng mức đầu tư: Được xác định căn cứ quyết định phê duyệt dự án đầu tư và thực tế huy động vốn cho dự án tại thời điểm đàm phán, phù hợp với quy định do cơ quan nhà nước có thẩm quyền ban hành. Tỷ lệ vốn chủ sở hữu tối thiểu là 15% tổng mức đầu tư dự án.

e) Lãi suất vay vốn và thời gian trả nợ vay trong thời gian vận hành: Căn cứ vào hợp đồng vay vốn, các văn bản, tài liệu giữa Chủ đầu tư và các tổ chức tín dụng, ngân hàng cho vay.

Trường hợp tổng vốn vay tại các hợp đồng vay vốn hoặc các văn bản tài liệu có tính pháp lý giữa Chủ đầu tư và các tổ chức tín dụng thấp hơn tổng vốn vay trong phương án tính toán giá điện, phần vốn vay còn thiếu trong thời gian vận hành được Bên bán và Bên mua thỏa thuận tham khảo nguyên tắc: Thời gian trả nợ vay tối thiểu là 10 năm và quy định về lãi suất vốn vay như sau:

- Lãi suất vốn vay ngoại tệ được xác định bằng lãi suất bình quân SOFR (Secured Overnight Financing Rate) kỳ hạn bình quân 180 ngày (180 Days - Average) của 36 tháng liền kề tính từ thời điểm tháng 3, tháng 6, tháng 9 hoặc tháng 12 gần nhất của năm đàm phán được công bố bởi Fed (Website: www.newyorkfed.org) cộng với tỷ lệ bình quân năm các khoản phí thu xếp khoản vay của ngân hàng là 3%/năm;

- Lãi suất vốn vay nội tệ được xác định bằng trung bình của lãi suất tiền gửi bằng đồng Việt Nam kỳ hạn 12 tháng trả sau dành cho khách hàng cá nhân của ngày đầu tiên của 60 tháng trước liền kề tính từ thời điểm tháng 3, tháng 6, tháng 9 hoặc tháng 12 gần nhất của năm đàm phán của bốn ngân hàng thương mại (Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam, Ngân hàng thương mại cổ phần Công thương Việt Nam, Ngân hàng thương mại cổ phần Đầu tư và Phát triển Việt Nam, Ngân hàng Nông nghiệp và Phát triển nông thôn Việt Nam hoặc đơn vị kế thừa hợp pháp của các ngân hàng này) cộng với tỷ lệ bình quân năm dịch vụ phí của các ngân hàng là 3%/năm.

g) Thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp, các loại thuế, phí khác: Xác định theo quy định của pháp luật liên quan.

Điều 6. Phương pháp xác định giá vận hành và bảo dưỡng của nhà máy điện

Giá vận hành và bảo dưỡng Năm cơ sở FOMCb (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác của Năm cơ sở, được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này (đồng/kWh);

: Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công Năm cơ sở, được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này (đồng/kWh).

1. Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác của Năm cơ sở (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

TCscl: Áp dụng phương pháp tính toán tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác TCscl tại Năm cơ sở theo công thức sau:

TCscl =VĐTXD+TB x kscl + Ccdk

Trong đó:

VĐTXD+TB: Tổng chi phí xây dựng và chi phí thiết bị được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư quy định tại điểm a khoản 2 Điều 5 Thông tư này (đồng);

kscl: Tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (%) của nhà máy điện do Bên bán và Bên mua thỏa thuận nhưng không vượt quá quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này. Đối với Nhà máy điện không quy định kscl tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này sẽ do Bên bán và Bên mua thỏa thuận;

Ccdk: Chi phí khác liên quan đến nạo vét luồng vào cảng, phí hạ tầng do Bên bán và Bên mua thỏa thuận (nếu có) (đồng). Trường hợp không có số liệu tính toán chi phí nạo vét luồng vào cảng, phí hạ tầng tại Năm cơ sở, Bên bán và Bên mua thỏa thuận tính toán giá trị tổng chi phí này tại thời điểm đàm phán và trượt về Năm cơ sở theo tỷ lệ 2,5%/năm (đồng);

AGN: Điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm giao nhận điện giữa Bên bán và Bên mua (kWh) được xác định theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều 5 Thông tư này.

2. Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công Năm cơ sở  (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

TCnc: Tổng chi phí nhân công tại Năm cơ sở gồm chi phí tiền lương, chi phí bảo hiểm xã hội, bảo hiểm y tế, bảo hiểm thất nghiệp và kinh phí công đoàn, các loại phụ cấp kèm theo (đồng);

Tổng chi phí nhân công TCnc Năm cơ sở được xác định trên cơ sở Tổng chi phí nhân công của nhà máy và tính toán quy đổi về Năm cơ sở như sau:

- Trường hợp mức lương áp dụng tính toán chi phí nhân công của nhà máy bằng mức lương tối thiểu vùng năm tính toán giá điện: Tỷ lệ quy đổi về Năm cơ sở xác định theo mức lương tối thiểu vùng;

- Trường hợp không xác định được tổng chi phí nhân công theo trường hợp trên áp dụng phương pháp tính toán tổng chi phí nhân công TCnc Năm cơ sở theo công thức sau:

TCnc =VĐTXD+TB x knc

Trong đó:

VĐTXD+TB: Tổng chi phí xây dựng và chi phí thiết bị được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư quy định tại điểm a khoản 2 Điều 5 Thông tư này (đồng);

knc: Tỷ lệ chi phí nhân công (%) của nhà máy điện do Bên bán và Bên mua thỏa thuận và không vượt quá quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này. Đối với Nhà máy điện không quy định knc tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này sẽ do Bên bán và Bên mua thỏa thuận;

AGN : Điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm giao nhận điện giữa Bên bán và Bên mua và được tính toán theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều 5 Thông tư này (kWh).

Điều 7. Phương pháp xác định giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện

Giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện tại Năm cơ sở P (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện tại Năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 1 Điều này (đồng/kWh);

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện tại Năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 2 Điều này (đồng/kWh);

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện tại Năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 3 Điều này (đồng/kWh);

: Giá vận chuyển nhiên liệu chính cho phát điện Năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 4 Điều này (đồng/kWh).

1. Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện tại Năm cơ sở , được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân của nhà máy điện sử dụng nhiên liệu chính do Bên bán và Bên mua thỏa thuận không cao hơn thiết kế cơ sở/thiết kế kỹ thuật tương ứng với tổng mức đầu tư sử dụng để tính toán giá điện hoặc thông số của nhà chế tạo thiết bị, được tính tương ứng với mức tải quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này;

: Giá nhiên liệu chính Năm cơ sở được tính toán bằng bình quân gia quyền của các Hợp đồng mua bán nhiên liệu hoặc các văn bản thỏa thuận (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng), đơn vị tính bằng đồng/kcal hoặc đồng/kJ hoặc đồng/BTU.

2. Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện Năm cơ sở , được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

 : Suất tiêu hao nhiên liệu tinh bình quân của nhà máy điện sử nhiên liệu phụ do Bên bán và Bên mua thỏa thuận (kg/kWh hoặc kcal/kWh hoặc kJ/kWh hoặc BTU/kWh);

: Giá nhiên liệu phụ Năm cơ sở bao gồm cả cước vận chuyển tính đến nhà máy và các loại phí khác theo quy định (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) (đồng/kg hoặc đồng/kcal hoặc đồng/kJ hoặc đồng/BTU).

3. Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện Năm cơ sở  được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

Cvlp: Tổng chi phí vật liệu phụ hàng năm của nhà máy điện được xác định theo khối lượng và đơn giá các loại vật liệu phụ sử dụng cho phát điện Năm cơ sở (đồng). Trường hợp không có số liệu tính toán tổng chi phí vật liệu phụ hàng năm tại Năm cơ sở, cho phép sử dụng các thành phần chi phí này tại các thời điểm có đủ số liệu và trượt về Năm cơ sở theo tỷ lệ 2,5%/năm để tính tổng chi phí vật liệu phụ năm cơ sở;

Ckd: Tổng chi phí khởi động bao gồm chi phí nhiên liệu, chi phí khác cho khởi động (đồng); số lần khởi động cho phép do Bên bán và Bên mua thỏa thuận trên cơ sở nhu cầu hệ thống điện và đặc tính vận hành của nhà máy điện. Trường hợp không có số liệu tính toán tổng chi phí khởi động tại Năm cơ sở, cho phép tính toán giá trị tổng chi phí này tại thời điểm đàm phán và trượt về Năm cơ sở theo tỷ lệ 2,5%/năm;

Ck: Chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên hàng năm bao gồm chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên được tính trên cơ sở tổng vốn đầu tư xây dựng và thiết bị của nhà máy điện, tỷ lệ chi phí sửa chữa thường xuyên do Bên bán và Bên mua thỏa thuận nhưng không vượt quá quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này; Đối với Nhà máy điện không quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này sẽ do Bên bán và Bên mua thỏa thuận;

AGN: Điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm giao nhận điện giữa Bên bán và Bên mua và được tính toán theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều 5 Thông tư này (kWh).

4. Giá vận chuyển nhiên liệu chính của nhà máy điện Năm cơ sở  được xác định theo công thức sau :

Trong đó:

: Suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân của nhà máy điện được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này;

: Giá vận chuyển nhiên liệu chính cho phát điện Năm cơ sở (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng), đơn vị tính giá vận chuyển nhiên liệu là đồng/kcal hoặc đồng/kJ hoặc đồng/BTU và được xác định như sau:

- Đối với nhà máy nhiệt điện than: bằng bình quân gia quyền theo các Hợp đồng vận chuyển than hoặc các văn bản thỏa thuận;

- Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng khí thiên nhiên: bằng bình quân gia quyền theo cước phí thu gom, vận chuyển, phân phối khí được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt theo quy định hoặc Hợp đồng vận chuyển/các văn bản thỏa thuận;

- Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng nhiên liệu LNG: bằng bình quân gia quyền theo các Hợp đồng vận chuyển LNG, Hợp đồng tồn trữ LNG, tái hóa khí và phân phối khí (nếu có) được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt hoặc các văn bản thỏa thuận;

- Đối với nhà máy điện rác, sinh khối: Giá vận chuyển nhiên liệu chính cho phát điện do Bên bán và Bên mua thỏa thuận theo điều kiện thực tế nhà máy điện.

Đối với hợp đồng mua bán nhiên liệu mà giá nhiên liệu chính  đã bao gồm giá vận chuyển nhiên liệu chính, cước phí thu gom, vận chuyển, phân phối, tồn trữ, tái hóa thì giá vận chuyển nhiên liệu chính  tương ứng bằng 0 (không).

Điều 8. Phương pháp xác định giá đấu nối đặc thù

1. Giá đấu nối đặc thù (PĐT) để thu hồi Chi phí đấu nối đặc thù do Chủ đầu tư nhà máy điện thực hiện đầu tư xây dựng hoặc được phân bổ và thỏa thuận với Bên mua trên cơ sở vốn đầu tư, lãi suất vốn vay trong thời gian vận hành theo hợp đồng vay vốn, chi phí quản lý, vận hành, bảo dưỡng và các yếu tố khác theo thỏa thuận của Bên bán và Bên mua để đảm bảo Chủ đầu tư nhà máy điện thu hồi chi phí xây dựng, quản lý, vận hành, bảo dưỡng theo quy định của pháp luật. Đơn vị xác định giá đấu nối đặc thù này là đồng/kWh hoặc đồng/kW hoặc đồng/tháng.

2. Sau khi Chi phí đấu nối đặc thù được quyết toán, Bên bán và Bên mua thực hiện tính toán lại giá đấu nối đặc thù theo phương pháp quy định tại khoản 1 Điều này.

3. Chi phí đấu nối đặc thù được coi là chi phí hợp lý, hợp lệ và được đưa vào chi phí mua điện trong tính toán phương án giá bán lẻ điện bình quân của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

Điều 9. Phương pháp xác định giá phát điện, hợp đồng mua bán điện đối với các nhà máy điện chưa có cơ chế giá mua điện do Chính phủ, Thủ tướng Chính phủ hoặc Bộ Công Thương quy định

Căn cứ nguyên tắc xác định giá phát điện tại Thông tư này, Bên mua và Bên bán xây dựng phương án giá phát điện và hợp đồng mua bán điện phù hợp với thực tế của nhà máy điện, báo cáo Bộ Công Thương xem xét, quyết định.

Điều 10. Giá tạm thời

Trong quá trình đàm phán, trường hợp chưa thỏa thuận được giá phát điện, Bên bán và Bên mua thỏa thuận thống nhất giá tạm thời, báo cáo Bộ Công Thương quyết định để áp dụng cho đến khi thỏa thuận được mức giá phát điện chính thức.

Điều 11. Phương pháp xác định giá phát điện đối với các nhà máy điện mặt trời, điện gió đã ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam nhưng chưa có giá phát điện chính thức

Các nhà máy điện mặt trời đã ký kết hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam trước ngày 01 tháng 01 năm 2021 và nhà máy điện gió đã ký kết hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam trước ngày 01 tháng 11 năm 2021 nhưng không đáp ứng điều kiện áp dụng giá mua điện quy định tại khoản 1 và khoản 3 Điều 5 Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg ngày 06 tháng 4 năm 2020 của Thủ tướng Chính phủ quy định cơ chế khuyến khích, phát triển điện mặt trời tại Việt Nam và khoản 7 Điều 1 Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg ngày 10 tháng 9 năm 2018 của Thủ tướng Chính phủ sửa đổi, bổ sung một số điều của Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg ngày 26 tháng 6 năm 2011 của Thủ tướng Chính phủ quy định cơ chế khuyến khích phát triển điện gió tại Việt Nam:

1. Bên bán và Bên mua căn cứ nguyên tắc xác định giá phát điện tại Thông tư này, xây dựng phương án giá phát điện của nhà máy điện:

a) Năm cơ sở của nhà máy điện đàm phán giá phát điện là năm vận hành thương mại của nhà máy điện;

b) Đối với phần nhà máy điện chưa có giá phát điện, giá phát điện được xác định trên cơ sở thông số đầu vào của toàn bộ nhà máy điện.

2. Điện năng giao nhận bình quân hằng năm được xác định như sau:

a) Trên cơ sở thiết kế cơ sở (hoặc thiết kế kỹ thuật khi không xác định được theo thiết kế cơ sở) được thẩm định bởi cơ quan Nhà nước có thẩm quyền;

b) Trường hợp không xác định được theo quy định tại điểm a khoản này, Bên bán và Bên mua thỏa thuận thống nhất trên cơ sở các thông số kỹ thuật trong hồ sơ thiết kế cơ sở hoặc hồ sơ thiết kế kỹ thuật được sử dụng trong thông báo kết quả thẩm định của cơ quan Nhà nước có thẩm quyền. Trường hợp điện năng giao nhận hàng năm xác định trên thiết kế cơ sở thì sử dụng Tổng mức đầu tư theo thiết kế cơ sở, trường hợp điện năng giao nhận hàng năm xác định trên thiết kế kỹ thuật thì sử dụng Tổng mức đầu tư theo thiết kế kỹ thuật tương ứng.

3. Giá vận hành và bảo dưỡng năm cơ sở của nhà máy điện FOMCb được xác định như sau:

Trong đó:

TC: Tổng chi phí vận hành và bảo dưỡng của nhà máy điện được xác định theo công thức sau: TC = VĐT x k

Trong đó:

VĐT: Chi phí đầu tư nhà máy điện (đồng);

k: Tỷ lệ chi phí vận hành và bảo dưỡng (%) của nhà máy điện do Bên bán và Bên mua thỏa thuận nhưng không vượt quá quy định tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư số 15/2022/TT-BCT ngày 03 tháng 10 năm 2022 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xây dựng khung giá phát điện nhà máy điện trời, điện gió chuyển tiếp.

4. Các thông số tính toán giá phát điện khác do Bên bán và Bên mua thỏa thuận. Tài liệu phục vụ đàm phán hợp đồng mua bán điện tham khảo khoản 1 Điều 19 Thông tư này.

Mục 2. PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ PHÁT ĐIỆN CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN ĐÃ VẬN HÀNH THƯƠNG MẠI

Điều 12. Phương pháp xác định giá phát điện đối với nhà máy điện mà Hợp đồng mua bán điện đã hết thời hạn, nhà máy điện chưa hết đời sống kinh tế

Đối với các nhà máy điện (không áp dụng chi phí tránh được) mà Hợp đồng mua bán điện đã hết thời hạn nhưng nhà máy điện chưa hết đời sống kinh tế. Bên bán và Bên mua thống nhất giá phát điện áp dụng cho các năm tiếp theo đến hết đời sống kinh tế đảm bảo giá cố định bình quân không thay đổi so với mức giá đã được Bên bán và Bên mua thỏa thuận.

Điều 13. Phương pháp xác định giá phát điện đối với nhà máy điện đã hết đời sống kinh tế

1. Giá cố định của nhà máy điện đã hết đời sống kinh tế được xác định theo nguyên tắc đảm bảo cho nhà máy điện thu hồi các chi phí phục vụ hoạt động sản xuất kinh doanh điện, thời gian tính giá theo chu kỳ sửa chữa lớn thiết bị chính và thỏa thuận mức lợi nhuận hợp lý. Trường hợp có văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt thời gian tính giá, áp dụng theo văn bản phê duyệt của cơ quan nhà nước có thẩm quyền.

2. Giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện đã hết đời sống kinh tế được xác định theo quy định tại Điều 7 Thông tư này.

3. Trường hợp nhà máy điện đã hết đời sống kinh tế và có thực hiện đầu tư nâng cấp nhà máy điện thì Bên bán và Bên mua thỏa thuận, đàm phán giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện theo quy định tại Điều 4, Điều 5, Điều 6 và Điều 7 Thông tư này và phù hợp với thời gian khấu hao của thiết bị chính được nâng cấp.

4. Thời hạn hợp đồng nhà máy điện đã hết đời sống kinh tế sẽ được Bên bán và Bên mua thỏa thuận căn cứ trên chu kỳ sửa chữa lớn của thiết bị chính.

Điều 14.Phương pháp xác định giá phát điện đối với các nhà máy thủy điện có Hợp đồng mua bán điện còn hiệu lực nhưng giá phát điện hết hiệu lực hoặc các nhà máy thủy điện áp dụng biểu giá chi phí tránh được mà Hợp đồng mua bán điện hết hiệu lực

1. Được xác định theo nguyên tắc đảm bảo cho nhà máy thu hồi các chi phí đầu tư (nếu có), chi phí sản xuất kinh doanh điện và thỏa thuận mức lợi nhuận hợp lý.

2. Thời gian tính giá phát điện theo thời gian còn lại của đời sống kinh tế của nhà máy.

3. Sản lượng điện bình quân được xác định trên cơ sở số liệu thống kê thực tế của các năm vận hành trước thời điểm giá phát điện hết hiệu lực.

4. Chi phí vận hành và bảo dưỡng do Bên bán và Bên mua thỏa thuận.

5. Tổng mức đầu tư tính toán giá phát điện được xác định theo giá trị còn lại của tài sản tại thời điểm giá phát điện hết hiệu lực hoặc Hợp đồng mua bán điện hết hiệu lực.

Điều 15. Phương pháp xác định giá phát điện đối với nhà máy điện đàm phán lại theo vốn đầu tư quyết toán

Đối với các nhà máy điện đàm phán lại giá phát điện theo vốn đầu tư quyết toán theo quy định tại khoản 2 Điều 28 Thông tư này:

1. Sau khi xác định được vốn đầu tư quyết toán, Bên bán có trách nhiệm gửi cho Bên mua hồ sơ liên quan đến vốn đầu tư quyết toán.

2. Bên bán và Bên mua thực hiện đàm phán lại giá điện theo các nguyên tắc sau:

a) Phương pháp xác định giá hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Điều 4 Thông tư này;

b) Các thông số tính toán giá hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Điều 4 Thông tư này và được cập nhật lại các thông số đầu vào cùng thời điểm xác định Vốn đầu tư quyết toán;

c) Giá hợp đồng mua bán điện để so với khung giá phát điện không vượt quá khung giá phát điện của năm phê duyệt vốn đầu tư quyết toán;

d) Giá phát điện áp dụng từ ngày vận hành thương mại của nhà máy điện, giá cố định từng năm thực hiện theo quy định tại Điều 16 Thông tư này, không thực hiện điều chỉnh giá cố định từng năm của các năm trước thời điểm Bên bán và Bên mua ký kết hợp đồng sửa đổi, bổ sung hợp đồng mua bán điện theo giá điện xác định trên cơ sở vốn đầu tư quyết toán;

đ) Năm cơ sở của các nhà máy đàm phán giá phát điện theo vốn đầu tư quyết toán là năm phê duyệt vốn đầu tư quyết toán.

Mục 3. PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN THEO TỪNG NĂM CỦA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

Điều 16. Nguyên tắc xác định giá cố định từng năm của hợp đồng mua bán điện

1. Bên bán và Bên mua có quyền áp dụng giá cố định bình quân đã thỏa thuận cho các năm trong thời hạn hợp đồng. Trường hợp Bên bán và Bên mua thống nhất quy đổi giá cố định bình quân đã thỏa thuận thành giá cố định từng năm thì việc xác định các mức giá cố định này phải tuân thủ các nguyên tắc quy định tại khoản 2 Điều này.

2. Trên cơ sở các điều kiện vay vốn thực tế và khả năng tài chính của dự án, Bên bán và Bên mua thỏa thuận giá cố định bình quân của nhà máy điện thành giá cố định từng năm (FCj Giá cố định năm j) với điều kiện đảm bảo giá cố định bình quân không thay đổi so với mức giá đã được Bên bán và Bên mua thỏa thuận và tuân thủ theo các nguyên tắc sau:

a) Tỷ suất chiết khấu tài chính khi tính toán giá cố định từng năm do Bên bán và Bên mua thỏa thuận bằng tỷ suất sinh lợi nội tại về tài chính (IRR) của nhà máy điện;

b) Chủ đầu tư thực hiện nghĩa vụ hoàn trả các khoản vay cho đầu tư xây dựng nhà máy điện theo thời hạn hoàn trả vốn vay.

Điều 17. Nguyên tắc điều chỉnh giá phát điện từng năm trong hợp đồng mua bán điện

1. Các thành phần giá vận hành và bảo dưỡng của nhà máy điện được điều chỉnh theo nguyên tắc sau:

a) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác được điều chỉnh theo tỷ lệ trượt chi phí bình quân quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này. Bên bán và Bên mua nghiên cứu, đề xuất cơ chế điều chỉnh thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác đối với các hạng mục có nguồn gốc ngoại tệ;

b) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công được điều chỉnh theo biến động của mức lương tối thiểu vùng tại thời điểm thanh toán hoặc theo chỉ số CPI do Tổng cục Thống kê công bố nhưng tối đa không vượt quá 2,5%/năm.

2. Hàng năm, căn cứ tổng vốn vay ngoại tệ, kế hoạch trả nợ vốn vay ngoại tệ, số liệu trả nợ gốc vay thực tế, tỷ giá quy đổi đã được Bên bán và Bên mua thỏa thuận trong phương án giá phát điện, tỷ giá quy đổi thực hiện năm liền kề trước, Bên bán và Bên mua thực hiện tính toán và thỏa thuận phương án thanh toán chênh lệch tỷ giá. Chênh lệch tỷ giá FED (đồng) được tính toán theo công thức sau:

Trong đó:

m: Số loại ngoại tệ trong phương án giá phát điện Bên bán và Bên mua thống nhất (loại);

n: Số lần trả gốc ngoại tệ i trong năm tính toán (lần);

Di,j: Số nợ gốc ngoại tệ trả thực tế lần j của loại ngoại tệ i trong năm tính toán;

λi,j: Tỷ giá quy đổi lần thanh toán j của loại ngoại tệ i trong năm (.../đồng);

λi,b: Tỷ giá quy đổi cơ sở loại ngoại tệ i Bên bán và Bên mua thống nhất trong phương án giá phát điện (.../đồng).

Điều 18. Phương pháp xác định giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện tại thời điểm thanh toán

Giá hợp đồng mua bán điện của Nhà máy điện tại thời điểm thanh toán tiền điện tháng t, năm j PC,j t (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

FCj: Giá cố định năm j được xác định theo quy định tại Điều 16 Thông tư này (đồng/kWh);

FOMCj,t: Giá vận hành và bảo dưỡng tháng t, năm j được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này (đồng/kWh);

: Giá biến đổi tháng t, năm j được xác định theo khoản 2 Điều này (đồng/kWh).

1. Giá vận hành và bảo dưỡng tháng t, năm j được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác năm j (đồng/kWh);

: Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j (đồng/kWh).

a) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác  được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác Năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 1 Điều 6 Thông tư này;

i: Tỷ lệ trượt giá thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác theo quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này;

: Số thứ tự năm thanh toán tính từ Năm cơ sở (đối với Năm cơ sở =1).

b) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j  được xác định như sau:

- Trường hợp mức lương tính toán trong phương án giá điện bằng mức lương tối thiểu vùng thì thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công Năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 2 Điều 6 Thông tư này;

Lmin,j,t: Mức lương tối thiểu vùng tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j (đồng/tháng);

Lmin,b: Mức lương tối thiểu vùng Năm cơ sở (đồng/tháng).

- Trường hợp tổng chi phí nhân công TCnc được tính toán theo tỷ lệ vốn đầu tư xây lắp và thiết bị thì thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):

Trong đó:

: Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công Năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 2 Điều 6 Thông tư này;

: Tỷ lệ trượt giá thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công, xác định theo tỷ lệ chỉ số giá tiêu dùng (CPI) năm (j-1) so với năm (j-2) do Tổng cục Thống kê công bố trong tháng 12 năm (j-1) nhung tối đa không vượt quá 2,5%/năm;

 : Số thứ tự năm thanh toán tính từ Năm cơ sở (đối với Năm cơ sở  = 1, i1=0).

2. Giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện tháng t, năm j  (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện tháng t, năm j, được xác định theo điểm a khoản này (đồng/kWh);

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện tháng t, năm j, được xác định theo điểm b khoản này (đồng/kWh);

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện năm j, được xác định theo điểm c khoản này (đồng/kWh);

: Giá vận chuyển nhiên liệu chính của nhà máy điện tháng t, năm j, được xác định theo điểm d khoản này (đồng/kWh).

a) Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện tháng t, năm j  được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân được xác định tại khoản 1 Điều 7 Thông tư này;

kHR: Hệ số điều chỉnh suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân về điều kiện thực tế vận hành theo nhiệt độ nước làm mát, nhiệt độ môi trường, độ ẩm, mức tải do Bên bán và Bên mua thỏa thuận hoặc theo thực tế đối với từng chu kỳ vận hành;

kHS: Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);

 : Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy;

: Giá nhiên liệu chính cho phát điện tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j, được tính bằng bình quân gia quyền theo khối lượng của các hóa đơn theo các Hợp đồng mua bán nhiên liệu trong khoảng thời gian do Bên bán và Bên mua thỏa thuận.

b) Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện tháng t, năm j được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện Năm cơ sở được xác định tại khoản 2 Điều 7 Thông tư này;

kHS: Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);

: Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy;

: Giá nhiên liệu phụ cho phát điện bao gồm cả cước vận chuyển tính đến nhà máy tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j;

: Giá nhiên liệu phụ cho phát điện tại Năm cơ sở xác định tại khoản 2 Điều 7 Thông tư này.

c) Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện năm j  được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện Năm cơ sở được xác định tại khoản 3 Điều 7 Thông tư này;

i: Tỷ lệ trượt giá thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác theo tỷ lệ quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này;

kHS: Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);

: Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy (tính từ ngày vận hành thương mại của Nhà máy điện, Năm vận hành thương mại đầu tiên của Nhà máy điện được tính từ Ngày vận hành thương mại của tổ máy đầu tiên,  =1);

m: Số thứ tự năm thanh toán tính từ Năm cơ sở (đối với Năm cơ sở m = 1).

d) Giá vận chuyển nhiên liệu chính của nhà máy điện tháng t, năm  (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân được xác định tại khoản 1 Điều 7 Thông tư này;

kHR: Hệ số điều chỉnh suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân về điều kiện thực tế vận hành theo nhiệt độ nước làm mát, nhiệt độ môi trường, độ ẩm, mức tải theo chu kỳ vận hành do Bên bán và Bên mua thỏa thuận (nếu có);

kHS: Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);

: Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy;

: Giá vận chuyển nhiên liệu chính tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j, được tính bằng bình quân gia quyền theo khối lượng của các hóa đơn theo các Hợp đồng vận chuyển nhiên liệu và Hợp đồng tồn trữ LNG, tái hóa khí và phân phối khí (nếu có) (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng), cụ thể như sau:

- Đối với nhà máy nhiệt điện than: bằng bình quân gia quyền theo các Hợp đồng vận chuyển than;

- Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng khí thiên nhiên: bằng bình quân gia quyền theo cước phí thu gom, vận chuyển, phân phối khí được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt theo quy định;

- Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng nhiên liệu LNG: bằng bình quân gia quyền theo các Hợp đồng vận chuyển và Hợp đồng tồn trữ LNG, tái hóa khí và phân phối khí (nếu có) được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt theo quy định;

- Đối với nhà máy điện rác, sinh khối: Giá vận chuyển nhiên liệu chính cho phát điện do Bên bán và Bên mua thỏa thuận theo điều kiện thực tế nhà máy điện.

Đối với hợp đồng mua bán nhiên liệu đã bao gồm giá vận chuyển nhiên liệu chính thì thành phần giá vận chuyển nhiên liệu chính tương ứng bằng 0 (không).

3. Tổng chi phí khởi động trong tháng t của nhà máy nhiệt điện  đồng), được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

u: Thứ tự tổ máy của nhà máy điện;

U: Số tổ máy của nhà máy điện;

f: Loại nhiên liệu (đối với nhiên liệu chính f= 1; nhiên liệu phụ f = 2);

s: Trạng thái khởi động của tổ máy;

S: Số trạng thái khởi động của tổ máy;

Pu,f,s: Số lần khởi động của tổ máy u, sử dụng nhiên liệu f, ở trạng thái khởi động s trong tháng;

Mu,f,s: Khối lượng nhiên liệu tiêu hao than (kg) đối với nhiệt điện than hoặc lượng nhiệt tiêu hao của khí (BTU) đối với tuabin khí cho một lần khởi động của tổ máy u, sử dụng nhiên liệu f, ở trạng thái khởi động s;

Du,f,s: Đơn giá nhiên liệu cho một lần khởi động tổ máy u, sử dụng nhiên liệu f, ở trạng thái khởi động s, được tính bằng đồng/kg đối với nhiên liệu than và tính bằng đồng/BTU đối với nhiên liệu khí;

: Tổng chi phí khác cho một lần khởi động, được tính bằng đồng.

Việc thanh toán chi phí khởi động của nhà máy nhiệt điện được thực hiện theo quy định thị trường điện do Bộ Công Thương ban hành.

Đối với nhà máy điện rác, sinh khối việc thanh toán chi phí khởi động do Bên bán và Bên mua thỏa thuận.

Mục 4. TÀI LIỆU PHỤC VỤ ĐÀM PHÁN HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

Điều 19. Tài liệu phục vụ đàm phán hợp đồng mua bán điện giữa Bên bán và Bên mua

1. Tài liệu đề nghị đàm phán hợp đồng mua bán điện cho các nhà máy điện mới bao gồm nhưng không giới hạn các tài liệu sau:

a) Dự thảo hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này;

b) Chấp thuận chủ trương đầu tư hoặc Quyết định chủ trương đầu tư hoặc Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư của dự án;

c) Quyết định đầu tư xây dựng công trình kèm theo thuyết minh và báo cáo thẩm định dự án đầu tư nhà máy của tư vấn độc lập, các tài liệu kèm theo;

d) Quyết định phê duyệt tổng mức đầu tư lần đầu của dự án hoặc Tổng mức đầu tư điều chỉnh của dự án có hiệu lực tại thời điểm đàm phán giá phát điện và các nội dung chính trong thiết kế cơ sở của dự án đầu tư có liên quan đến việc đàm phán hợp đồng mua bán điện, báo cáo thẩm định thiết kế cơ sở và văn bản thông báo kết quả thẩm định thiết kế cơ sở, thẩm định tổng mức đầu tư của cơ quan quản lý nhà nước về xây dựng theo quy định (nếu có);

đ) Thỏa thuận đấu nối nhà máy điện vào hệ thống điện quốc gia kèm theo phương án đấu nối của nhà máy điện;

e) Hợp đồng vay vốn hoặc các văn bản, tài liệu giữa Chủ đầu tư và các bên cho vay, kế hoạch hoặc thực tế giải ngân các nguồn vốn vay;

g) Hợp đồng cung cấp nhiên liệu cho nhà máy điện, quy định rõ giá nhiên liệu cho phát điện, giá vận chuyển nhiên liệu, giá tồn trữ LNG, tái hóa khí và phân phối khí và các phụ phí kèm theo, điểm giao nhận nhiên liệu và thời hạn cung cấp nhiên liệu;

h) Tài liệu tính toán tổn thất công suất và điện năng của máy biến áp, đường dây từ máy biến áp tăng áp đến điểm đấu nối với hệ thống điện quốc gia và tài liệu tính toán điện tự dùng trong nhà máy điện;

i) Tài liệu tính suất tiêu hao nhiệt tinh đối với nhà máy nhiệt điện;

k) Phương án giá bán điện được xác định theo phương pháp quy định tại Mục 1 và Mục 3 Chương II Thông tư này;

l) Các tài liệu liên quan khác.

2. Tài liệu phục vụ đàm phán hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện đã vận hành thương mại bao gồm nhưng không giới hạn các tài liệu sau:

a) Dự thảo hợp đồng mua bán điện theo mẫu quy định tại Thông tư này;

b) Hợp đồng mua bán điện hiện có;

c) Hồ sơ kỹ thuật của nhà máy, số liệu kỹ thuật hệ thống SCADA/EMS, hệ thống rơ le bảo vệ và tự động, đặc tính vận hành P-Q các tổ máy tới thời điểm hiện tại;

d) Hợp đồng cung cấp nhiên liệu cho nhà máy điện;

đ) Phương án giá bán điện của nhà máy được xác định theo quy định tại Mục 1, Mục 2 và Mục 3 Chương II Thông tư này;

e) Báo cáo tài chính của nhà máy điện của các năm gần nhất tính tới thời điểm đàm phán hợp đồng mua bán điện.

Chương III

KIỂM TRA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

Điều 20. Áp dụng Hợp đồng mua bán điện mẫu

1. Hợp đồng mua bán điện mẫu quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này là cơ sở cho Bên bán và Bên mua đàm phán ký kết. Bên bán và Bên mua có quyền thỏa thuận, thống nhất bổ sung các điều khoản được quy định cụ thể trong Hợp đồng mua bán điện phù hợp quy định pháp luật của Việt Nam.

2. Ngôn ngữ hợp đồng sử dụng là tiếng Việt. Bên bán và Bên mua có thể thỏa thuận bổ sung hợp đồng với ngôn ngữ sử dụng bằng tiếng Anh.

Điều 21. Kiểm tra hợp đồng mua bán điện

Bên bán và Bên mua thống nhất và có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực kiểm tra hợp đồng mua bán điện sau khi kết thúc đàm phán và ký tắt hợp đồng mua bán điện.

Chương IV

ĐIỀU KHOẢN THI HÀNH

Điều 22. Trách nhiệm của Cục Điều tiết điện lực

1. Kiểm tra, có ý kiến về hợp đồng mua bán điện và các sửa đổi, bổ sung hợp đồng mua bán điện.

2. Hướng dẫn và giải quyết các vướng mắc phát sinh trong quá trình đàm phán hợp đồng mua bán điện giữa Bên bán và Bên mua.

3. Giải quyết các tranh chấp phát sinh trong quá trình thực hiện hợp đồng mua bán điện trong trường hợp Bên bán và Bên mua thỏa thuận thực hiện giải quyết tranh chấp tại Cục Điều tiết điện lực.

Điều 23. Trách nhiệm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam

Chủ trì, phối hợp với Bên mua, Bên bán tính toán, thống nhất phương án thanh toán chênh lệch tỷ giá trong thực hiện Hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Thông tư này.

Điều 24.Trách nhiệm của Bên mua

1. Thoả thuận, thống nhất với Bên bán về việc phân bổ lại Chi phí đấu nối đặc thù với Chủ đầu tư các nhà máy điện đấu nối vào đường dây, trạm biến áp đó và điều chỉnh giá đấu nối đặc thù (nếu có) để đảm bảo Bên bán thu hồi chi phí xây dựng, quản lý, vận hành và bảo dưỡng đường dây, trạm biến áp theo quy định của pháp luật.

2. Đàm phán hợp đồng mua bán điện với Bên bán theo quy định tại Thông tư này; chịu trách nhiệm, đảm bảo tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu, tài liệu cung cấp. Thống nhất với Bên bán báo cáo Cục Điều tiết điện lực kiểm tra hợp đồng mua bán điện theo quy định.

3. Phối hợp với Bên bán tính toán, thống nhất chênh lệch tỷ giá trong thực hiện Hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Thông tư này, cung cấp cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam để xem xét phương án thanh toán.

Điều 25. Trách nhiệm của Bên bán

1. Thống nhất với Bên mua đàm phán, báo cáo Cục Điều tiết điện lực kiểm tra hợp đồng mua bán điện theo quy định; chịu trách nhiệm, đảm bảo tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu, tài liệu cung cấp.

2. Thực hiện lập dự án đầu tư xây dựng đường dây và trạm biến áp để tải công suất của một số nhà máy điện khi được cơ quan Nhà nước có thẩm quyền giao đầu tư xây dựng theo đúng quy hoạch phát triển điện lực quốc gia, quy hoạch tỉnh (nếu có). Đường dây và trạm biến áp phải đảm bảo việc vận hành, tải toàn bộ công suất, sản lượng điện của các nhà máy điện trong khu vực theo đúng quy hoạch được duyệt.

3. Cho phép các nhà máy điện nằm trong quy hoạch phát triển điện lực quốc gia, quy hoạch tỉnh được duyệt đấu nối vào đường dây, trạm biến áp được giao đầu tư để phát điện lên hệ thống điện quốc gia.

4. Thoả thuận, thống nhất với Chủ đầu tư các nhà máy điện về việc phân bổ Chi phí đấu nối đặc thù và điều chỉnh giá đấu nối đặc thù (nếu có) đảm bảo để Chủ đầu tư thu hồi chi phí xây dựng, quản lý, vận hành và bảo dưỡng đường dây, trạm biến áp theo quy định của pháp luật.

5. Chịu trách nhiệm quản lý, vận hành và bảo dưỡng đường dây và trạm biến áp được giao đầu tư, xây dựng theo quy định của pháp luật.

6. Cung cấp đầy đủ các thông tin, chịu trách nhiệm, đảm bảo tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu, tài liệu cung cấp cho các đơn vị, cơ quan liên quan trong quá trình đàm phán và kiểm tra hợp đồng mua bán điện.

7. Bên bán có trách nhiệm tổ chức lựa chọn đơn vị cung cấp nhiên liệu, đơn vị vận chuyển nhiên liệu và ký kết hợp đồng mua bán, vận chuyển nhiên liệu tuân thủ quy định của pháp luật Việt Nam, bảo đảm công bằng, cạnh tranh, minh bạch.

8. Bên bán chịu trách nhiệm với toàn bộ thông số đầu vào tính toán giá hợp đồng mua bán điện và chịu trách nhiệm kiểm soát các hợp đồng cung cấp, vận chuyển nhiên liệu đảm bảo nguồn gốc nhiên liệu hợp pháp, giá cạnh tranh, minh bạch theo quy định của pháp luật.

9. Phối hợp với Bên mua tính toán chênh lệch tỷ giá trong thực hiện Hợp đồng mua bán điện hàng năm theo quy định tại Thông tư này, gửi Tập đoàn Điện lực Việt Nam để xem xét phương án thanh toán.

Điều 26. Trách nhiệm của bên cung cấp, vận chuyển nhiên liệu

1. Đối với nhiên liệu khí

a) Bên cung cấp, vận chuyển nhiên liệu khí thiên nhiên trong nước thực hiện việc ký kết các Hợp đồng GSPA, Hợp đồng cung cấp nhiên liệu, Hợp đồng vận chuyển khí (GTA) theo quy định của pháp luật có liên quan.

b) Bên cung cấp, vận chuyển nhiên liệu khí nhập khẩu bằng đường ống và LNG thực hiện việc cung cấp khí theo quy định của pháp luật có liên quan, cụ thể:

- Trường hợp giao nhận tại cảng xuất: Giá khí nhập khẩu là giá khí tại điểm giao nhận khí tại cảng xuất;

- Trường hợp giao nhận tại trạm phân phối khí, kho cảng LNG tại Việt Nam, giá khí bao gồm giá mua khí, LNG nhập khẩu và các chi phí hợp lý, hợp lệ liên quan đến hoạt động nhập khẩu (nếu có) như thuế nhập khẩu, chi phí tài chính, bảo hiểm, lợi nhuận định mức và chi phí khác liên quan tới hoạt động nhập khẩu của đơn vị cung cấp nhiên liệu.

2. Đối với nhiên liệu than

Tổ chức lựa chọn đơn vị vận chuyển than và ký kết hợp đồng vận chuyển than theo quy định của pháp luật Việt Nam, bảo đảm công bằng, cạnh tranh, minh bạch.

Điều 27.Sửa đổi, bổ sung hợp đồng mua bán điện khi có thay đổi về chính sách, pháp luật do cơ quan Nhà nước có thẩm quyền ban hành

1. Trường hợp có thay đổi về chính sách, pháp luật do cơ quan nhà nước có thẩm quyền ban hành làm ảnh hưởng bất lợi đến lợi ích hợp pháp của Bên bán hoặc Bên mua, Bên bán và Bên mua có quyền thỏa thuận, đàm phán lại giá phát điện.

2. Trường hợp có kết luận của các cơ quan nhà nước có thẩm quyền (cơ quan thanh tra, kiểm toán) về nội dung liên quan đến giá phát điện, hợp đồng mua bán điện, Bên bán và Bên mua thực hiện thỏa thuận, đàm phán lại giá phát điện, hợp đồng mua bán điện.

3. Trường hợp Bên bán được giao đầu tư nâng cấp, cải tạo các hạng mục đường dây và trạm biến áp theo quy hoạch thì Bên bán và Bên mua có quyền thỏa thuận, đàm phán bổ sung giá đấu nối đặc thù để đảm bảo Chủ đầu tư nhà máy điện thu hồi chi phí xây dựng, quản lý, vận hành, bảo dưỡng theo quy định của pháp luật.

4. Trường hợp các nhà máy điện đang vận hành cần thiết phải đầu tư cải tạo, nâng cấp thiết bị để đáp ứng các quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về môi trường, Bên bán và Bên mua thỏa thuận bổ sung các chi phí này vào giá phát điện của nhà máy điện. Việc tính toán giá phát điện được thực hiện theo phương pháp tính toán giá phát điện đã được Bên bán và Bên mua thống nhất trong Hợp đồng mua bán điện đã ký, báo cáo Bộ Công Thương xem xét.

5. Trường hợp các nhà máy điện có đề án xử lý, tiêu thụ tro, xỉ được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt để đảm bảo tiêu chuẩn về chất thải, khí thải, bảo vệ môi trường, Bên bán và Bên mua thỏa thuận bổ sung các chi phí này vào thành phần giá xử lý tro xỉ là thành phần giá đặc thù để xử lý, tiêu thụ tro, xỉ của hợp đồng mua bán điện đảm bảo nguyên tắc:

a) Phạm vi đầu tư, quy trình vận hành các công trình xử lý tro, xỉ được cấp có thẩm quyền phê duyệt;

b) Việc lựa chọn các đơn vị thực hiện xử lý tro, xỉ của nhà máy phải tuân thủ quy định pháp luật, đảm bảo cạnh tranh, minh bạch;

c) Bên bán và Bên mua thực hiện thanh quyết toán chi phí xử lý tro, xỉ theo tình hình thực tế của năm trước liền kề. Doanh thu từ việc bán tro, xỉ của nhà máy được sử dụng để bù đắp chi phí xử lý tro, xỉ và làm giảm giá phát điện của Nhà máy điện.

Điều 28. Điều khoản chuyển tiếp

1. Đối với các hợp đồng mua bán điện đã ký kết trước thời điểm Thông tư này có hiệu lực, Bên bán và Bên mua tiếp tục thực hiện Hợp đồng mua bán điện đã ký đến hết thời hạn hợp đồng.

2. Đối với các dự án điện đã ký kết Hợp đồng mua bán điện theo phương pháp quy định tại Thông tư số 56/2014/TT-BCT, Thông tư số 51/2015/TT-BCT và các dự án điện mới khởi công trước ngày 19 tháng 9 năm 2017, khi có vốn đầu tư quyết toán Bên bán và Bên mua có quyền đề nghị được thực hiện tính lại giá phát điện theo Vốn đầu tư quyết toán được duyệt theo quy định tại Điều 15 Thông tư này.

3. Đối với nhà máy điện đã ký kết Hợp đồng mua bán điện, Bên bán và Bên mua có quyền đàm phán, thống nhất sửa đổi hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Thông tư này.

4. Đối với từng giai đoạn thị trường điện, Bên bán và Bên mua có trách nhiệm sửa đổi, bổ sung các điều khoản tại Hợp đồng mua bán điện cho phù hợp với quy định từng cấp độ thị trường điện.

Điều 29. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 01 tháng 6 năm 2024 và thay thế Thông tư số 57/2020/TT-BCT ngày 31 tháng 12 năm 2020 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, hợp đồng mua bán điện.

2. Bãi bỏ Điều 2 Thông tư số 31/2022/TT-BCT ngày 08 tháng 11 năm 2022 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 57/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp, trình tự xây dựng và ban hành khung giá phát điện và Thông tư số 57/2020/TT-BCT ngày 31 tháng 12 năm 2020 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, hợp đồng mua bán điện.

3. Bãi bỏ Thông tư số 02/2023/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2023 của Bộ trưởng Bộ Công Thương bãi bỏ một số quy định tại Thông tư số 57/2020/TT-BCT ngày 31 tháng 12 năm 2020 của Bộ trưởng Bộ Công thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, hợp đồng mua bán điện,

4. Trong quá trình thực hiện, nếu phát sinh vướng mắc, tổ chức, cá nhân có trách nhiệm phản ánh về Bộ Công Thương để bổ sung, sửa đổi cho phù hợp./.


Nơi nhận:
- Văn phòng Tổng Bí thư;
- Thủ tướng Chính phủ, các Phó Thủ tướng;
- Các Bộ, cơ quan ngang Bộ, Cơ quan thuộc Chính phủ;
- Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương;
- Sở Công Thương tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương;
- Viện Kiểm sát Nhân dân Tối cao;
- Toà án Nhân dân Tối cao;
- Kiểm toán Nhà nước;
- Bộ trưởng và các Thứ trưởng;
- Cục Kiểm tra văn bản QPPL (Bộ Tư pháp);
- Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Các Tổng công ty Điện lực;
- Công báo;
- Website Chính phủ, Bộ Công Thương;
- Lưu: VT, PC, ĐTĐL.

KT. BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG




Nguyễn Sinh Nhật Tân

PHỤ LỤC I

CÁC THÔNG SỐ ĐƯỢC SỬ DỤNG TÍNH TOÁN GIÁ HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 07/2024/TT-BCT ngày 12 tháng 4 năm 2024 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

TT

Hạng mục

Thông số

I

Đời sống kinh tế

1

Nhà máy nhiệt điện than

30 năm

2

Nhà máy tuabin khí chu trình hỗn hợp

25 năm

3

Nhà máy thủy điện

3.1

Trên 20 MW

40 năm

3.2

Từ 3 MW đến 20 MW

35 năm

3.3

Dưới 3 MW

25 năm

4

Nhà máy điện mặt trời

20 năm

5

Nhà máy điện gió

20 năm

6

Nhà máy điện rác

20 năm

7

Nhà máy điện sinh khối

20 năm

II

Tỷ lệ chi phí vận hành và bảo dưỡng của nhà máy nhiệt điện (%)

1

Tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (kscl)

1.1

Nhà máy nhiệt điện than

2,5%

1.2

Nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp

4,37%

1.3

Nhà máy điện rác

1,4%

2

Tỷ lệ chi phí nhân công (knc)

2.1

Nhà máy nhiệt điện than

1,5%

2.2

Nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp

1,9%

2.3

Nhà máy điện rác

0,7%

III

Tỷ lệ chi phí vận hành và bảo dưỡng của nhà máy thủy điện (%)

1

Tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (kscl)

1.1

Quy mô công suất từ 150 MW trở xuống

1,2%

1.2

Quy mô công suất từ 151 MW đến 300MW

0,9%

1.3

Quy mô công suất từ 301 MW trở lên

0,6%

2

Tỷ lệ chi phí nhân công (knc)

2.1

Quy mô công suất từ 150 MW trở xuống

0,8%

2.2

Quy mô công suất từ 151 MW đến 300MW

0,5%

3.3

Quy mô công suất từ 301 MW trở lên

0,3%

IV

Số giờ vận hành công suất cực đại bình quân nhiều năm - Tmax(giờ)

1

Nhà máy nhiệt điện than

6.500

2

Nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp

6.000

V

Tỷ lệ suy giảm hiệu suất bình quân trong đời sống kinh tế của nhà máy nhiệt điện (%)

1

Nhà máy nhiệt điện than

1,3%

2

Nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp

3%

VI

Tỷ lệ chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên hàng năm (%)

1

Nhà máy nhiệt điện than

0,8%

2

Nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp

0,8%

VII

Tỷ lệ trượt chi phí bình quân (%/năm)

1

Tỷ lệ trượt thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác

2,5%/năm

2

Tỷ lệ trượt thành phần giá biến đổi theo biến động khác

2,5%/năm

VIII

Mức tải bình quân của nhà máy nhiệt điện

85%

PHỤ LỤC II

CÁC MẪU BIỂU PHÂN TÍCH TÀI CHÍNH CỦA DỰ ÁN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 07/2024/TT-BCT ngày 12 tháng 4 năm của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

Biểu 1 - Dự toán kết quả kinh doanh

Đơn vị tính: ……………….

STT

Nội dung

Năm N

Năm N+1

Năm N+2

...

Tổng cộng

I

Tổng thu nhập

1

Doanh thu từ bán điện

2

Lợi ích khác thu được từ dự án (nếu có)

3

Trợ giá (nếu có)

II

Tổng chi phí

1

Chi phí khấu hao tài sản cố định

2

Chi phí vận hành và bảo dưỡng

3

Chi phí khác (nếu có)

4

Chi phí lãi vay

III

Lợi nhuận trước thuế (I)-(II)

IV

Thuế thu nhập doanh nghiệp

V

Lợi nhuận sau thuế (III)-(IV)

Ghi chú: Doanh thu từ bán điện chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, thuế tài nguyên nước, tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước, phí môi trường rừng, phí bảo vệ môi trường đối với chất thải rắn/ đối với nước thải công nghiệp (áp dụng đối với nhà máy nhiệt điện) và các loại thuế phí khác (nếu có). Biểu 01 lập từ năm bắt đầu có thu nhập.

Biểu 2 - Dòng tích lũy tài chính và các chỉ tiêu tài chính

Đơn vị tính: ………………

STT

Nội dung

...

Năm N-1

Năm N

Năm N+1

...

Tổng cộng

I

Nguồn

1

Doanh thu từ bán điện

2

Lợi ích khác thu được từ dự án (nếu có)

3

Trợ giá (nếu có)

4

Giá trị còn lại của Tài sản cố định (tính vào năm cuối dự án)

5

Giá trị thu hồi vốn lưu động (tính vào năm cuối dự án)

II

Sử dụng

1

Vốn chủ sở hữu, vốn vay (phân bổ theo tiến độ dự án)

2

Chi phí khác (nếu có)

3

Trả gốc vay

4

Chi phí lãi vay

5

Thuế thu nhập doanh nghiệp

III

Tích lũy tài chính (I)-(II)

IV

Tích lũy tài chính chiết khấu

V

Tích lũy tài chính chiết khấu lũy kế

Ghi chú: Doanh thu từ bán điện chưa bao gồm thành phần vận hành và bảo dưỡng, thuế giá trị gia tăng, thuế tài nguyên nước, tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước, phí môi trường rừng, phí bảo vệ môi trường đối với chất thải rắn/ đối với nước thải công nghiệp (áp dụng đối với nhà máy nhiệt điện) và các loại thuế phí khác (nếu có). Biểu 02 lập từ năm bắt đầu xây dựng.

PHỤ LỤC III

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU
(Ban hành kèm theo Thông tư số 07/2024/TT-BCT ngày 12 tháng 4 năm 2024 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

NHÀ MÁY ĐIỆN……………………………….

Giữa

CÔNG TY [tên công ty]

(BÊN BÁN)

- và -

(tên công ty)

(BÊN MUA)

HỢP ĐỒNG SỐ: ………./20.../HĐ-NMĐ-[tên Nhà máy điện]

(Địa danh) ..., tháng .../20……

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

Căn cứ Luật Điện lực ngày 03 tháng 12 năm 2004 và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực ngày 20 tháng 11 năm 2012;

Căn cứ Luật Thương mại ngày 14 tháng 6 năm 2005;

Căn cứ Bộ luật Dân sự ngày 24 tháng 11 năm 2015;

Căn cứ Nghị định số 137/2013/NĐ-CP ngày 21 tháng 10 năm 2013 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Điện lựcLuật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực;

Căn cứ Thông tư số ... của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh;1

Căn cứ Thông tư số ...của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, hợp đồng mua bán điện;2

Căn cứ nhu cầu mua, bán điện của Bên bán và Bên mua,

Hôm nay, ngày…. tháng….. năm ………, tại …………………… .

Chúng tôi gồm:

Bên bán: _____________________________________________________

Địa chỉ: ______________________________________________________

Điện thoại:______________________________ Fax:___________________

Mã số thuế:____________________________________________________

Tài khoản:____________________________Ngân hàng________________

______________________________________________________________

Đại diện: ___________________________________________________

Chức vụ:_________________________ được sự ủy quyền của ____________ theo văn bản ủy quyền số_______________________ , ngày____ tháng_____ năm _________

Bên mua:(tên công ty)

Địa chỉ: _______________________________________________________

Điện thoại:______________________________ Fax:___________________

Mã số thuế:____________________________________________________

Tài khoản:____________________________Ngân hàng________________

______________________________________________________________

Đại diện: ___________________________________________________

Chức vụ:_________________________ được sự ủy quyền của ____________ theo văn bản ủy quyền số_______________________ , ngày____ tháng_____ năm _________

Cùng nhau thống nhất Hợp đồng mua bán điện cho Nhà máy điện... (Tên nhà máy) theo các nội dung sau:

Điều 1. Định nghĩa

Trong Hợp đồng này, các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:

1. Bên bán là Công ty (....) sở hữu Nhà máy điện.

2. Bên mua là (...).

3. Điểm đấu nối (...).

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện là (...).

5. Hệ thống điện quốc gia là (...).

6. Hệ thống đo đếm chính là (...).

7. Hệ thống đo đếm dự phòng là (...).

8. Hợp đồng là Hợp đồng mua bán điện này, bao gồm các Phụ lục và các Hợp đồng sửa đổi, bổ sung sau này.

9. Hợp đồng mua bán nhiên liệu là các thỏa thuận giữa Bên bán và đơn vị kinh doanh nhiên liệu để cung cấp nhiên liệu cho nhà máy điện, được ký kết theo quy định hiện hành, đảm bảo nguồn gốc nhiên liệu hợp pháp, giá cạnh tranh, minh bạch.

10. Hợp đồng vận chuyển nhiên liệu là các thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện hoặc đơn vị kinh doanh nhiên liệu với đơn vị vận chuyển nhiên liệu để vận chuyển nhiên liệu cho nhà máy điện, được ký kết theo quy định hiện hành, đảm bảo giá cạnh tranh, minh bạch.

11. Hợp đồng tồn trữ, tái hóa và phân phối nhiên liệu khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) là các thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện hoặc đơn vị kinh doanh nhiên liệu với đơn vị đầu tư, quản lý kho chứa LNG để tồn trữ, tái hóa và phân phối, cung cấp nhiên liệu khí cho nhà máy điện, được ký kết theo quy định hiện hành, đảm bảo giá cạnh tranh, minh bạch.

12. Lệnh điều độ là lệnh chỉ huy, điều khiển chế độ vận hành hệ thống điện trong thời gian thực.

13. Ngày là ngày dương lịch.

14. Ngày vận hành thương mại của tổ máy là (...).

15. Ngày vận hành thương mại của Nhà máy điện là (...).

(Đối với trường hợp hợp đồng mua bán điện với cụm nhà máy, Ngày vận hành thương mại được quy định cho từng Nhà máy điện).

16. Nhà máy điện là (...).

17. Quy chuẩn và tiêu chuẩn kỹ thuật ngành điện là (...).

18. Thiết bị đấu nối là đường dây tải điện, hệ thống thiết bị đo đếm, điều khiển, rơ le bảo vệ, thiết bị đóng cắt, hệ thống thông tin liên lạc và công trình xây dựng đồng bộ cho việc đấu nối Nhà máy điện đến điểm đấu nối.

19. Quy định thị trường điện cạnh tranh là quy định vận hành thị trường điện cạnh tranh theo các cấp độ do cơ quan nhà nước có thẩm quyền quyết định.

[Các bên có quyền đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với pháp luật Việt Nam]

Điều 2. Hiệu lực và thời hạn Hợp đồng

1. Hiệu lực Hợp đồng

Hợp đồng có hiệu lực từ ngày được đại diện có thẩm quyền của Bên bán và Bên mua ký chính thức, trừ trường hợp các bên có thỏa thuận khác.

2. Thời hạn Hợp đồng

Trừ trường hợp gia hạn hoặc chấm dứt Hợp đồng trước thời hạn, thời hạn hợp đồng được tính từ ngày hợp đồng có hiệu lực đến hết [...] năm kể từ Ngày vận hành thương mại Nhà máy điện.

[Các bên có quyền đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với pháp luật Việt Nam]

Điều 3. Mua bán điện năng

1. Giá Hợp đồng: Theo Phụ lục V của Hợp đồng.

2. Sản lượng hợp đồng: Theo Phụ lục V của Hợp đồng.

3. Tiền điện thanh toán: Hàng tháng, Bên mua có nghĩa vụ thanh toán cho Bên bán các khoản tiền theo quy định tại Phụ lục V Hợp đồng.

Bên bán và Bên mua thỏa thuận, thống nhất thực hiện các khoản thanh toán phát sinh do giải quyết tranh chấp theo quy định tại Điều 8 của Hợp đồng.

(Đối với các nhà máy điện có bao tiêu nhiên liệu, Bên bán và Bên mua có quyền đàm phán, thống nhất bổ sung các nội dung cho phù hợp).

[Các bên có quyền đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với pháp luật Việt Nam]

Điều 4. Cam kết thực hiện

Bên bán và Bên mua cam kết như sau:

1. Mỗi bên được thành lập hợp pháp để hoạt động theo pháp luật Việt Nam và có đủ thẩm quyền tham gia ký kết và thực hiện Hợp đồng, có đủ năng lực hoạt động kinh doanh, sở hữu tài sản và thực hiện các nghĩa vụ trong Hợp đồng.

2. Việc ký kết và thực hiện Hợp đồng của một bên không vi phạm các quy định trong điều lệ doanh nghiệp của bên đó, không vi phạm các quy định của pháp luật và quyết định, bản án của toà án mà bên đó là đối tượng áp dụng hoặc hợp đồng, thoả thuận khác mà bên đó là một bên tham gia.

3. Việc ký kết và thực hiện Hợp đồng của các bên được thực hiện đúng theo điều kiện và nội dung của Giấy phép hoạt động điện lực được cơ quan có thẩm quyền cấp và các quy định của pháp luật có liên quan.

4. Bên bán và Bên mua không phải là đối tượng bị kiện trong vụ kiện tại toà án hoặc trọng tài thương mại hoặc cơ quan nhà nước có thẩm quyền, mà kết quả của vụ kiện này có thể làm thay đổi đáng kể khả năng tài chính hoặc khả năng thực hiện nghĩa vụ của các bên theo Hợp đồng, hoặc có thể gây ảnh hưởng tới giá trị và hiệu lực của Hợp đồng.

5. Bên bán và Bên mua cam kết thực hiện đúng các nghĩa vụ và nội dung quy định tại Hợp đồng.

[Các bên có quyền đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 5. Nghĩa vụ của Bên bán trước ngày vận hành thương mại

1. Yêu cầu về các loại giấy phép và văn bản phê duyệt

a) Bên bán có nghĩa vụ thực hiện các thủ tục theo quy định để được cấp các loại giấy phép và văn bản phê duyệt cần thiết của cơ quan có thẩm quyền cho quá trình xây dựng, vận hành Nhà máy điện; cam kết tuân thủ và duy trì các điều kiện hiệu lực của các loại giấy phép đó theo quy định của pháp luật trong thời hạn Hợp đồng;

b) Trong thời hạn (....) ngày sau ngày vận hành thương mại của tổ máy và của Nhà máy điện, Bên bán có nghĩa vụ cung cấp cho Bên mua bản sao hợp lệ các tài liệu quy định tại mục II Phụ lục VII của Hợp đồng.

2. Báo cáo các mốc thời gian thực hiện dự án

a) Bên bán cam kết đảm bảo các mốc thời gian thực hiện dự án tại Mục I Phụ lục VII của Hợp đồng;

b) Trước ngày (...) tháng đầu tiên hàng quý, Bên bán có nghĩa vụ lập và gửi cho Bên mua báo cáo tiến độ xây dựng Nhà máy điện kèm theo bản sao hợp lệ các tài liệu có liên quan để chứng minh tiến độ thực hiện của dự án, đánh giá tiến độ so với các cam kết trước đó và đề xuất giải pháp để đảm bảo các mốc thời gian thực hiện dự án.

3. Đấu nối, thử nghiệm và vận hành

….

4. Ngày vận hành thương mại

….

[Các bên có quyền đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 6. Trách nhiệm đấu nối và hệ thống đo đếm

1. Trách nhiệm đấu nối

Bên bán có trách nhiệm:...

a) Thỏa thuận, đầu tư, quản lý, vận hành các trang thiết bị để đấu nối, truyền tải và giao điện cho Bên mua đến điểm giao nhận điện theo Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành, Quy chuẩn và tiêu chuẩn kỹ thuật ngành điện có liên quan;

b) Thỏa thuận, đầu tư, lắp đặt, quản lý, vận hành và bảo dưỡng thiết bị thuộc hệ thống thu thập, truyền số liệu, hệ thống rơ le bảo vệ và tự động điều khiển của Nhà máy điện để ghép nối với hệ thống SCADA/EMS giữa Nhà máy điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phục vụ cho vận hành Nhà máy điện trong thị trường điện.

2. Hệ thống đo đếm

a) Bên bán có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt, quản lý, vận hành, bảo dưỡng và kiểm định định kỳ thiết bị của hệ thống đo đếm chính và hệ thống đo đếm dự phòng phù hợp với Quy định đo đếm điện năng do Bộ Công Thương ban hành. Việc kiểm tra, kiểm định thiết bị đo đếm hoặc xác nhận độ chính xác của thiết bị đo đếm phải do tổ chức có thẩm quyền hoặc được ủy quyền thực hiện. Các thiết bị đo đếm phải được niêm phong, kẹp chì sau khi kiểm định;

b) Trường hợp cần thiết, một bên có quyền yêu cầu kiểm tra bổ sung hoặc kiểm định bất thường thiết bị và hệ thống đo đếm. Bên bán có trách nhiệm tổ chức kiểm tra, kiểm định khi nhận được yêu cầu của Bên mua. Trường hợp sai số của thiết bị đo đếm được kiểm tra, kiểm định bất thường ngoài phạm vi giới hạn cho phép thì Bên bán phải trả chi phí cho việc kiểm tra, kiểm định bất thường. Trường hợp sai số của thiết bị đo đếm được kiểm tra, kiểm định bất thường trong phạm vi giới hạn cho phép thì chi phí kiểm định do bên đề nghị thanh toán;

c) Bên bán có nghĩa vụ gửi cho Bên mua biên bản kiểm định hoặc biên bản kiểm tra kèm kết quả sai số thiết bị đo đếm đảm bảo pháp lý. Bên bán có nghĩa vụ thông báo trước cho Bên mua việc kiểm tra, kiểm định hệ thống đo đếm. Bên mua có trách nhiệm cử người tham gia chứng kiến quá trình kiểm tra, kiểm định, dỡ niêm phong, niêm phong và kẹp chì công tơ;

d) Trường hợp thiết bị đo đếm có sai số lớn ngoài phạm vi giới hạn cho phép theo Quy định đo đếm điện năng do Bộ Công Thương ban hành, Bên bán có trách nhiệm hiệu chỉnh hoặc thay thế thiết bị đo đếm đó. Trường hợp một bên cho rằng thiết bị đo đếm bị hỏng hoặc không hoạt động thì bên đó phải thông báo ngay cho bên kia, Bên bán có nghĩa vụ kiểm tra và sửa chữa/ thay thế;

đ) Sản lượng điện được xác định theo phương thức giao nhận điện năng tại Phụ lục II của Hợp đồng.

Trường hợp Hệ thống đo đếm chính bị sự cố hoặc kết quả kiểm định cho thấy Hệ thống đo đếm chính có mức sai số cao hơn cấp chính xác quy định (sai số dương) thì sản lượng điện năng mua bán giữa Bên bán và Bên mua trong thời gian Hệ thống đo đếm chính bị sự cố hoặc có sai số vượt quá quy định được tính toán/ hiệu chỉnh trên cơ sở kết quả đo đếm của Hệ thống đo đếm dự phòng đạt cấp chính xác cho phép làm căn cứ xác định sản lượng điện năng phục vụ thanh quyết toán với quy tắc quy đổi sai số của thiết bị dự phòng về cùng sai số cho phép quy định của thiết bị đo đếm chính thông qua phương pháp quy đổi sai số thiết bị hoặc sai số hệ thống. Trường hợp Hệ thống đo đếm dự phòng cũng bị sự cố hoặc kết quả kiểm định cho thấy Hệ thống đo đếm dự phòng có sai số vượt quá mức cho phép thì lượng điện mua bán giữa Bên bán và Bên mua được xác định như sau:

(i) Trường hợp Hệ thống đo đếm chính có hoạt động nhưng có mức sai số cao hơn cấp chính xác quy định (sai số dương) thì sản lượng điện mua bán giữa Bên bán và Bên mua được xác định bằng kết quả đo đếm của Hệ thống đo đếm chính được quy đổi về giá trị điện năng tương ứng với mức sai số bằng 0% trên cơ sở sai số lớn nhất của thiết bị đo đếm không đạt cấp chính xác do đơn vị thí nghiệm cung cấp cùng biên bản thống nhất hoặc theo thoả thuận của các bên liên quan;

(ii) Trường hợp Hệ thống đo đếm chính bị sự cố không hoạt động, Bên bán và Bên mua căn cứ vào tình trạng sự cố và sai số thực tế của các hệ thống đo đếm trên cơ sở các biên bản của đơn vị kiểm định và số liệu được Bên bán và Bên mua công nhận để thống nhất phương pháp tính toán và xác định sản lượng điện năng cần hiệu chỉnh trong thời gian đo đếm không chính xác. Nếu không thống nhất về phương pháp và kết quả sản lượng điện năng mua bán cần hiệu chỉnh thì Bên bán và Bên mua có trách nhiệm thực hiện thủ tục giải quyết tranh chấp tại Điều 13 của Hợp đồng.

(iii) Thời gian tính toán điện năng truy thu/thoái hoàn được tính từ thời điểm phát hiện sai số vượt cấp chính xác đến thời điểm thay thế thiết bị đo đếm. Nếu không xác định được thời điểm nêu trên, thời gian tính toán điện năng truy thu/thoái hoàn được tính từ 3 tháng giao nhận liền trước và tháng kiểm định đến thời điểm thay thế thiết bị đo đếm.

d) Trường hợp thiết bị đo đếm bị cháy hoặc hư hỏng, Bên bán có nghĩa vụ thay thế hoặc sửa chữa trong thời gian ngắn nhất để các thiết bị đo đếm đảm bảo yêu cầu kỹ thuật và hoạt động trở lại bình thường. Các thiết bị được sửa chữa hoặc thay thế phải được kiểm định theo quy định trước khi sử dụng.

[Các bên có quyền đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 7. Điều độ và vận hành Nhà máy điện

1. Bên bán có trách nhiệm tuân thủ các quy định về điều độ và vận hành Nhà máy điện trong hệ thống điện quốc gia theo Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy định thị trường điện cạnh tranh và Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành, Quy chuẩn và tiêu chuẩn kỹ thuật ngành điện và các văn bản có liên quan khác. Bên bán có nghĩa vụ bảo dưỡng, vận hành các tổ máy của Nhà máy điện theo đặc tính kỹ thuật tại Phụ lục IPhụ lục III của Hợp đồng.

2. Bên bán có nghĩa vụ lắp đặt, vận hành và bảo dưỡng các thiết bị để hoà đồng bộ Nhà máy điện với hệ thống điện quốc gia. Bên bán có trách nhiệm tuân thủ Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành, Quy chuẩn và tiêu chuẩn kỹ thuật ngành điện và các quy định khác có liên quan khi hoà đồng bộ Nhà máy điện với hệ thống điện quốc gia.

3. Trường hợp phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia đe dọa gây sự cố các thiết bị chính của Nhà máy điện, gây thương tích hoặc thiệt hại về người và thiết bị, Bên bán có quyền tách các tổ máy ra ngoài Hệ thống điện quốc gia.

[Các bên có quyền đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 8. Lập hoá đơn và thanh toán

1. Lập hóa đơn và thanh toán tiền điện

Hóa đơn thanh toán được lập theo quy định pháp luật về hóa đơn.

2. Tranh chấp trong thanh toán

a) Trường hợp không đồng ý với một phần hoặc toàn bộ khoản tiền ghi trong hóa đơn thanh toán, Bên mua phải thông báo bằng văn bản trước ngày đến hạn thanh toán về khoản tiền ghi trong hóa đơn và lý do không đồng ý. Bên mua có nghĩa vụ thanh toán toàn bộ khoản tiền không tranh chấp trước hoặc trong ngày đến hạn thanh toán;

b) Trong thời hạn (...) ngày tính từ ngày nhận được thông báo về khoản tiền tranh chấp, Bên bán phải gửi văn bản trả lời cho Bên mua. Trường hợp Bên bán và Bên mua không thống nhất về khoản tiền tranh chấp, một trong Bên bán và Bên mua có quyền thực hiện các quy định giải quyết tranh chấp tại Điều 13 của Hợp đồng. Trường hợp tranh chấp phát sinh từ thông tin trong bản kê thanh toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, các bên phải áp dụng các quy định giải quyết tranh chấp trong thị trường điện quy định tại Quy định thị trường điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành;

c) Trường hợp một bên không có văn bản thông báo tranh chấp về khoản tiền thanh toán trong thời hạn (...) ngày tính từ ngày phát hành hóa đơn thì bên đó được xem là từ bỏ quyền khiếu nại về khoản tiền phải thanh toán trong hóa đơn đã phát hành.

[Các bên có quyền đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

3. Xác định tiền lãi

Việc tính lãi được áp dụng cho:

a) Khoản tiền điện hàng tháng chậm trả khi đến hạn thanh toán;

b) Khoản tiền phải trả theo quyết định giải quyết tranh chấp quy định tại Điều 13 của Hợp đồng;

c) Khoản hiệu chỉnh tiền điện phải thanh toán hàng tháng.

[Các bên có quyền đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

4. Bù trừ

[Các bên có quyền đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 9. Sự kiện ảnh hưởng việc thực hiện Hợp đồng và chế tài áp dụng

1. Các sự kiện ảnh hưởng việc thực hiện Hợp đồng của Bên mua

a) Các sự kiện liên quan đến giải thể, phá sản của Bên bán gồm:

(i) Bên bán bị giải thể (trừ khi việc giải th là để sáp nhập hoặc hợp nhất);

(ii) Bên bán không có khả năng thanh toán các khoản nợ đến hạn;

(iv) Bên bán thực hiện việc chuyển nhượng hoặc sáp nhập toàn bộ công ty với bên chủ nợ hoặc sáp nhập vì lợi ích của bên chủ nợ;

(v) Bên bán có quyết định của tòa án về việc mở thủ tục phá sản đối với Bên bán.

b) Bên bán vi phạm nghiêm trọng các nghĩa vụ theo quy định của Hợp đồng và vi phạm này không được khắc phục trong thời hạn 90 ngày tính từ ngày có thông báo của Bên mua về hành vi vi phạm đó;

c) Bên bán bị đình chỉ hoạt động theo quyết định của cơ quan có thẩm quyền.

2. Các sự kiện ảnh hưởng việc thực hiện Hợp đồng của Bên bán

a) Các sự kiện liên quan đến giải thể, phá sản của Bên mua gồm:

(i) Bên mua bị giải thể (trừ khi việc giải thể là để sáp nhập hoặc hợp nhất);

(ii) Bên mua không có khả năng thanh toán các khoản nợ đến hạn;

(iii) Bên mua thực hiện việc chuyển nhượng hoặc sáp nhập toàn bộ công ty với bên chủ nợ hoặc sáp nhập vì lợi ích của bên chủ nợ;

(iv) Bên mua có quyết định của tòa án về việc mở thủ tục phá sản đối với Bên mua.

b) Bên mua vi phạm nghiêm trọng các nghĩa vụ theo quy định Hợp đồng và vi phạm này không được khắc phục trong thời hạn 90 ngày tính từ ngày có thông báo của Bên bán về hành vi vi phạm đó;

c) Bên mua bị đình chỉ hoạt động theo quyết định của cơ quan có thẩm quyền.

3. Chế tài áp dụng

a) Trường hợp xảy ra sự kiện ảnh hưởng việc thực hiện Hợp đồng của một bên, bên bị ảnh hưởng có quyền áp dụng các chế tài được quy định tại Điều 10 của Hợp đồng đối với bên gây ra ảnh hưởng;

b) Chế tài áp dụng trong Hợp đồng này không loại trừ lẫn nhau và không làm ảnh hưởng tới việc thực hiện các chế tài khác.

[Các bên có quyền đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 10. Chấm dứt Hợp đồng

1. Chấm dứt Hợp đồng theo thỏa thuận

Các bên có quyền thỏa thuận bằng văn bản để chấm dứt Hợp đồng trước thời hạn. Đối với nhà máy điện tham gia thị trường điện cạnh tranh, phù hợp với thiết kế thị trường điện, các bên có quyền thoả thuận để chấm dứt hợp đồng trước thời hạn theo văn bản của cơ quan nhà nước để ký hợp đồng mua bán điện theo quy định mới.

2. Đơn phương chấm dứt Hợp đồng

a) Trường hợp xảy ra sự kiện ảnh hưởng việc thực hiện Hợp đồng theo quy định tại điểm a và điểm c khoản 1; điểm a và điểm c khoản 2 Điều 9 Hợp đồng và sự kiện này kéo dài làm ảnh hưởng tới một bên trong Hợp đồng, bên bị ảnh hưởng có quyền đơn phương chấm dứt Hợp đồng sau 90 ngày tính từ ngày gửi thông báo cho bên kia;

b) Trường hợp xảy ra sự kiện bất khả kháng đối với một bên và sự kiện này kéo dài từ 180 ngày trở lên, bên kia có quyền đơn phương chấm dứt Hợp đồng sau 30 ngày tính từ ngày gửi thông báo;

c) Trường hợp xảy ra sự kiện ảnh hưởng việc thực hiện Hợp đồng của một bên theo quy định tại điểm b khoản 1 và điểm b khoản 2 Điều 9 Hợp đồng, bên bị ảnh hưởng có quyền đơn phương chấm dứt Hợp đồng sau 30 ngày tính từ ngày gửi thông báo.

[Các bên có quyền đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 11. Bồi thường thiệt hại

1. Bên vi phạm có trách nhiệm bồi thường thiệt hại do hành vi vi phạm gây ra cho Bên bị vi phạm về những tổn thất, thiệt hại hay các chi phí mà Bên bị vi phạm phải chịu trong quá trình thực hiện các quyền và nghĩa vụ của mình theo Hợp đồng. Cách tính toán giá trị thiệt hại thực hiện theo quy định tại Bộ luật Dân sự.

2. Trong trường hợp có yêu cầu bồi thường, bên được bồi thường thông báo ngay bằng văn bản cho bên bồi thường xác định tính chất của sự việc yêu cầu được bồi thường. Sự chậm trễ của bên được bồi thường trong việc gửi thông báo không ảnh hưởng đến nghĩa vụ bồi thường của bên bồi thường, trừ trường hợp bên bồi thường thực sự bị thiệt hại vì sự chậm trễ thông báo của bên được bồi thường.

[Các bên có quyền đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 12. Các trường hợp miễn trách nhiệm đối với hành vi vi phạm

1. Bên vi phạm hợp đồng được miễn trách nhiệm trong các trường hợp sau đây:

a) Xảy ra trường hợp miễn trách nhiệm mà các bên đã thỏa thuận;

b) Hành vi vi phạm của một bên hoàn toàn do lỗi của bên kia;

c) Hành vi vi phạm của một bên do thực hiện quyết định của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền mà các bên không thể biết được vào thời điểm giao kết hợp đồng;

d) Xảy ra trường hợp bất khả kháng

Bất khả kháng là các sự kiện, các tình huống xảy ra không thể tránh được, ngoài khả năng kiểm soát của một bên làm ngăn cản hoặc gây trì hoãn việc thực hiện một phần hoặc toàn bộ nghĩa vụ theo Hợp đồng của bên đó mặc dù đã thực hiện các biện pháp hợp lý, bao gồm nhưng không giới hạn các sự kiện hoặc tình huống sau:

i) Quyết định của tòa án hoặc cơ quan có thẩm quyền ảnh hưởng bất lợi đến khả năng thực hiện nghĩa vụ theo Hợp đồng của một bên;

ii) Các sự kiện do thiên tai như cháy, nổ, hạn hán, lũ lụt, núi lửa phun trào, động đất, lở đất, triều cường, bão, lốc xoáy, bão lớn hoặc các sự kiện tương tự;

iii) Bạo động, biểu tình, nổi loạn, phiến loạn, các hoạt động của chiến tranh dù chiến tranh có được tuyên bố hay không, các hoạt động chống đối, khủng bố, phá hoại, cấm vận, phong toả, kiểm dịch hoặc các sự kiện tương tự;

iv) Nhà máy điện hoặc các tài sản của Bên bán bị quốc hữu hóa, tước quyền sở hữu hoặc tịch thu theo quyết định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền;

v) Bên bán không được các cơ quan có thẩm quyền cấp các văn bản cho phép, các văn bản phê duyệt cần thiết mặc dù Bên bán đã tuân thủ các nghĩa vụ được quy định theo pháp luật liên quan đến việc cấp các văn bản cho phép, văn bản phê duyệt đó.

2. Thông báo và xác nhận trường hợp miễn trách nhiệm

a) Bên vi phạm hợp đồng phải thông báo ngay bằng văn bản cho bên kia về trường hợp được miễn trách nhiệm và những hậu quả có thể xảy ra;

b) Khi trường hợp miễn trách nhiệm chấm dứt, bên vi phạm hợp đồng phải thông báo ngay cho bên kia biết; nếu bên vi phạm không thông báo hoặc thông báo không kịp thời cho bên kia thì phải bồi thường thiệt hại;

c) Bên vi phạm có nghĩa vụ chứng minh với bên bị vi phạm về trường hợp miễn trách nhiệm của mình.

3. Miễn trách nhiệm do sự kiện bất khả kháng, từ chối thực hiện hợp đồng trong trường hợp bất khả kháng

a) Bên vi phạm hợp đồng do sự kiện bất khả kháng có trách nhiệm thường xuyên cung cấp các báo cáo cho bên kia về quá trình thực hiện các biện pháp khắc phục sự kiện bất khả kháng hoặc các thông tin khác theo yêu cầu hợp lý của bên kia để chứng minh việc viện dẫn sự kiện bất khả kháng; thông báo cho bên kia về thời điểm kết thúc sự kiện bất khả kháng trong thời hạn 48 giờ từ thời điểm kết thúc, trừ trường hợp mất thông tin liên lạc;

b) Bên bị ảnh hưởng vì sự kiện bất khả kháng chỉ được miễn trách nhiệm liên quan tới việc không thực hiện hoặc chậm thực hiện các nghĩa vụ theo Hợp đồng do sự kiện bất khả kháng gây ra sau khi đã có thông báo và thực hiện trách nhiệm khắc phục theo quy định tại điểm a khoản này;

c) Trong trường hợp bất khả kháng, nếu một bên bị cản trở thực hiện nghĩa vụ theo Hợp đồng trong thời hạn 180 ngày trở lên, một trong Bên bán và Bên mua có quyền đơn phương chấm dứt Hợp đồng theo quy định tại điểm b khoản 2 Điều 10 Hợp đồng.

[Các bên có quyền đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 13. Giải quyết tranh chấp

1. Trường hợp xảy ra tranh chấp giữa các bên trong Hợp đồng, bên tranh chấp phải thông báo bằng văn bản cho bên kia về nội dung tranh chấp. Các bên có trách nhiệm thương lượng để giải quyết tranh chấp trong thời hạn 60 ngày tính từ ngày có thông báo của bên đưa ra tranh chấp. Đối với các tranh chấp về thanh toán các khoản chi phí, các bên có trách nhiệm trao đổi trong thời hạn 15 ngày. Các bên có quyền thỏa thuận bằng văn bản về việc kéo dài thời hạn trao đổi để giải quyết tranh chấp.

2. Trường hợp Bên bán và Bên mua không thể giải quyết tranh chấp thông qua thương lượng trong thời hạn quy định tại khoản 1 Điều này, Bên bán và Bên mua thống nhất chuyển vụ việc tranh chấp đến [...] hoặc cơ quan giải quyết tranh chấp khác do Bên bán và Bên mua thống nhất lựa chọn để giải quyết hoặc do một trong Bên bán và Bên mua khởi kiện tranh chấp theo quy định của pháp luật có liên quan.

[Các bên có quyền đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 14. Tái cấu ngành điện và chuyển giao quyền và nghĩa vụ

1. Tái cơ cấu ngành điện và chuyển giao quyền và nghĩa vụ tại Bên mua

Bên bán và Bên mua thống nhất chấp nhận trường hợp Bên mua có thể phải tổ chức lại, tái cơ cấu hoặc giải thể hoặc bị loại bỏ dần chức năng mua điện để thực hiện kế hoạch chuyển đổi mô hình hoạt động của ngành điện trong các cấp độ thị trường điện cạnh tranh theo lộ trình đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt hoặc các văn bản thay thế sau này. Khi cơ quan nhà nước có thẩm quyền có quyết định về việc tổ chức lại, tái cơ cấu hoặc giải thể, Bên mua có quyền chuyển giao toàn bộ hay một phần các quyền và nghĩa vụ của mình theo Hợp đồng mà không cần có sự chấp thuận của Bên bán cho một hoặc nhiều đơn vị kế thừa do cơ quan nhà nước có thẩm quyền quyết định và các đơn vị này có trách nhiệm thực hiện các quyền, nghĩa vụ pháp lý của Bên mua theo quy định của pháp luật.

Bên bán phải có văn bản chấp thuận mọi sự chuyển giao hoặc ủy quyền thực hiện các quyền, nghĩa vụ theo Hợp đồng này của Bên mua.

2. Chuyển giao quyền và nghĩa vụ của Bên bán

Bên bán chỉ có quyền chuyển giao quyền và nghĩa vụ của mình theo Hợp đồng cho một hoặc nhiều đơn vị kế thừa khi có sự thỏa thuận trước bằng văn bản của Bên mua. Văn bản thỏa thuận của Bên mua không được từ chối không có lý do việc thực hiện chuyển giao hoặc ủy quyền này của Bên bán, trừ trường hợp Bên bán có thể ủy quyền hay chuyển nhượng mà không cần có thỏa thuận với Bên mua về một số hoặc tất cả các quyền và nghĩa vụ theo Hợp đồng của Bên bán liên quan đến cấp vốn hoặc các thu xếp tài chính khác cho Nhà máy điện. Hợp đồng này tiếp tục có hiệu lực để mang lại lợi ích và việc thực hiện các nghĩa vụ của các đơn vị kế thừa hoặc đơn vị được ủy thác hoặc đơn vị được chuyển giao của Bên bán.

3. Giai đoạn chuyển tiếp của thị trường điện cạnh tranh

Trong thời hạn Hợp đồng, trường hợp thị trường bán buôn điện cạnh tranh được thay thế bằng loại hình thị trường khác do cơ quan nhà nước có thẩm quyền quyết định, trong trường hợp cần thiết các bên có nghĩa vụ đàm phán để sửa đổi hoặc thay thế Hợp đồng này phù hợp với cấu trúc thị trường điện mới với điều kiện giá phát điện của Hợp đồng đối với các bên không thay đổi.

[Các bên có quyền đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 15. Lưu giữ hồ và cung cấp thông tin

1. Lưu giữ hồ sơ

Các bên có nghĩa vụ lưu giữ các hồ sơ, dữ liệu, tài liệu hoặc các thông tin cần thiết để xác minh tính chính xác của hóa đơn, các loại giá hoặc các tính toán theo Hợp đồng hoặc để xác minh các bên đã tuân thủ các nội dung của Hợp đồng.

2. Cung cấp thông tin

Mỗi bên có trách nhiệm cung cấp số liệu, tài liệu hoặc các chứng từ cần thiết trong mức độ hợp lý cho bên kia để xác minh tính chính xác của các hóa đơn thanh toán, cách tính giá hoặc các tính toán theo Hợp đồng hoặc để xác minh các bên đã tuân thủ các nội dung của Hợp đồng.

[Các bên có quyền đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 16. Các chi phí khác

Mỗi bên có trách nhiệm nộp các khoản thuế và phí hoặc thanh toán các khoản nợ phát sinh của mình khi thực hiện Hợp đồng. Bên bán và Bên mua thống nhất Hợp đồng này không bao gồm chi phí truyền tải điện, chi phí phân phối điện hoặc các chi phí tương tự khác và mỗi bên phải có trách nhiệm thanh toán các loại chi phí đó theo quy định của pháp luật.

[Các bên có quyền đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 17. Đại diện có thẩm quyền và trao đổi thông tin

1. Đại diện có thẩm quyền

Đại diện có thẩm quyền của Bên bán và Bên mua trong Hợp đồng là:

Bên bán:

____________________________

____________________________

Bên mua:

____________________________

____________________________

2. Trao đổi thông tin

a) Các thông báo, hóa đơn hoặc các trao đổi thông tin cần thiết khác trong quá trình thực hiện Hợp đồng phải được lập thành văn bản, nêu rõ ngày lập, sự liên quan đến Hợp đồng. Trường hợp gửi bằng fax thì phải gửi bản gốc đến sau bằng dịch vụ bưu điện với bưu phí đã được trả trước. Thông báo, hóa đơn hoặc các trao đổi thông tin phải được gửi theo các địa chỉ sau:

Bên bán:

____________________________

____________________________

Bên mua:

____________________________

____________________________

b) Thông báo, hóa đơn hoặc các trao đổi thông tin khác được gửi theo các hình thức quy định tại điểm a khoản này được xem là đã được giao và nhận tại thời điểm:

(i) Khi giao, trong trường hợp giao tận tay;

(ii) Khi ký nhận thư bảo đảm, trong trường hợp gửi bằng thư bảo đảm;

(iii) Tại thời điểm thực tế nhận được fax, trong trường hợp truyền bằng fax, với điều kiện là người gửi đã nhận được xác nhận việc truyền không bị lỗi;

(iv) Tại thời điểm văn thư của cơ quan xác nhận công văn đến, trong trường hợp gửi bằng thư thường.

[Các bên có quyền đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 18. Bảo mật thông tin

Mỗi bên có nghĩa vụ bảo mật thông tin, tài liệu do bên kia cung cấp theo Hợp đồng và không công bố, công khai hay sử dụng các tài liệu, thông tin đó cho các mục đích khác ngoài mục đích thực hiện nghĩa vụ của bên đó theo Hợp đồng, trừ các trường hợp:

1. Công bố hoặc sử dụng các thông tin, tài liệu theo quy định của pháp luật.

2. Các tài liệu, thông tin được yêu cầu cung cấp cho các cơ quan có thẩm quyền.

3. Các tài liệu, thông tin đó đã được công bố công khai không phải từ các bên trong Hợp đồng.

[Các bên có quyền đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 19. Luật áp dụng và ngôn ngữ hợp đồng mua bán điện

Việc giải thích và thực hiện Hợp đồng này được thực hiện theo quy định của pháp luật Việt Nam.

Ngôn ngữ hợp đồng sử dụng là tiếng Việt. Bên bán và Bên mua có thể thỏa thuận bổ sung hợp đồng với ngôn ngữ sử dụng bằng tiếng Anh.

Điều 20. Các thỏa thuận khác

1. Sửa đổi, bổ sung Hợp đồng

Mọi sửa đổi, bổ sung Hợp đồng phải được các bên thoả thuận, thống nhất bằng văn bản.

2. Hợp đồng hoàn chỉnh

Hợp đồng này là thoả thuận hoàn chỉnh cuối cùng giữa các bên tham gia và thay thế các nội dung đã thảo luận, thông tin, thư tín trao đổi liên quan trước khi ký kết Hợp đồng.

3. Bên thứ ba

Hợp đồng này chỉ phục vụ cho lợi ích của Bên bán và Bên mua và không tạo ra quyền lợi hay nghĩa vụ cho bên thứ ba.

4. Không liên doanh

Hợp đồng này không phải hợp đồng liên doanh, liên kết giữa các bên hay áp đặt nghĩa vụ hoặc trách nhiệm pháp lý mang tính chất liên doanh, liên kết lên một trong Bên bán và Bên mua. Không bên nào có quyền tham gia ký kết hợp đồng hoặc thay mặt bên kia với vai trò là một đại lý hoặc người đại diện để thực hiện các nghĩa vụ với bên kia.

5. Từ bỏ thực hiện quyền

Việc từ bỏ thực hiện quyền theo Hợp đồng của một bên phải được lập thành văn bản và do đại diện có thẩm quyền của bên đó ký. Việc không thực hiện hay chậm thực hiện quyền của một bên theo Hợp đồng này không được hiu là sự từ bỏ các quyền đó.

6. Thực hiện nghĩa vụ còn lại

Việc hủy bỏ, chấm dứt hoặc hết thời hạn Hợp đồng không làm chấm dứt thực hiện nghĩa vụ còn lại của các bên theo Hợp đồng.

7. Tính độc lập của các nội dung Hợp đồng

Trường hợp một phần nội dung trong Hợp đồng không phù hợp với quy định của pháp luật hoặc vô hiệu theo quyết định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền thì các nội dung khác của Hợp đồng vẫn có hiệu lực nếu phần còn lại thể hiện đầy đủ nội dung mà không liên quan tới phần bị vô hiệu.

[Các bên có quyền đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Hợp đồng được lập thành 09 bản có giá trị như nhau, mỗi bên giữ 04 bản. Bên mua có trách nhiệm gửi 01 (một) bản tới Cục Điều tiết điện lực./.

ĐẠI DIỆN BÊN MUA
(Chức danh)
(Đóng dấu và chữ ký)
(Họ tên đầy đủ)

ĐẠI DIỆN BÊN BÁN
(Chức danh)
(Đóng dấu và chữ ký)
(Họ tên đầy đủ)

Phụ lục I

CÁC THÔNG SỐ CHÍNH CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN

(Kèm theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)

Bao gồm các mô tả, biểu đồ và đặc điểm kỹ thuật của Nhà máy điện

(Thông số chính của Nhà máy điện sẽ được chuẩn xác lại sau khi ký kết hợp đồng mua sắm thiết bị chính của Nhà máy điện.)

Phụ lục II

HỆ THỐNG ĐO ĐẾM VÀ THU THẬP SỐ LIỆU

(Kèm theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)

I. VỊ TRÍ LẮP ĐẶT VÀ TÍNH NĂNG CỦA HỆ THỐNG ĐO ĐẾM

1. Vị trí lắp đặt hệ thống đo đếm:

2. Tính năng của hệ thống đo đếm phải phù hợp với quy định tại Thông tư quy định đo đếm điện năng do Bộ Công Thương ban hành.

II. YÊU CẦU KỸ THUẬT CỦA HỆ THỐNG ĐO ĐẾM

Các yêu cầu kỹ thuật của thiết bị đo đếm, yêu cầu kỹ thuật mạch đo đếm, biện pháp niêm phong kẹp chì và yêu cầu về hệ thống thu thập và đọc số liệu công tơ phải phù hợp với Quy định đo đếm điện năng do Bộ Công Thương ban hành.

III. VỊ TRÍ ĐO ĐẾM

Bên bán và Bên mua thống nhất sử dụng các vị trí đo đếm hiện tại của Nhà máy điện như sau:

Vị trí đo đếm chính:

Vị trí đo đếm dự phòng 1:

Vị trí đo đếm dự phòng 2:

Vị trí đo đếm phục vụ vận hành và đối soát số liệu thị trường điện:

IV. PHƯƠNG THỨC XÁC ĐỊNH SẢN LƯỢNG ĐIỆN NĂNG GIAO NHẬN

1. Sản lượng điện giao nhận

a) Sản lượng điện Bên bán trong tháng thanh toán được tính theo công thức:

                        AG =

AG: Lượng điện năng Bên mua thanh toán cho Bên bán trong tháng thanh toán, (kWh).

b) Sản lượng điện Bên bán nhận từ hệ thống điện quốc gia trong tháng thanh toán được tính theo công thức:

                    AN =

Trong đó:

AN: Lượng điện năng nhận từ lưới của các điểm đo trong tháng (kWh).

2. Trong giai đoạn thị trường điện cạnh tranh, phương thức giao nhận điện năng hàng tháng phải phù hợp với quy định đo đếm điện năng trong thị trường điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.

Phụ lục III

THỎA THUẬN CÁC ĐẶC TÍNH VẬN HÀNH

(Kèm theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)

Phụ lục IV

THỎA THUẬN HỆ THỐNG SCADA/EMS, THÔNG TIN LIÊN LẠC, RƠ LE BẢO VỆ VÀ TỰ ĐỘNG

(Kèm theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)

Phụ lục V

GIÁ MUA BÁN ĐIỆN, TIỀN ĐIỆN THANH TOÁN

(Kèm theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)

I. GIÁ PHÁT ĐIỆN

1. Giá hợp đồng mua bán điện

Giá hợp đồng mua bán điện của Nhà máy điện tại thời điểm thanh toán tiền điện tháng t, năm j PC,j,t được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

FCj; Giá cố định năm j (đồng/kWh);

FOMCj,t: Giá vận hành và bảo dưỡng tháng t, năm j (đồng/kWh);

: Giá biến đổi tháng t, năm j (đồng/kWh).

Đối với nhà máy thủy điện, điện gió, điện mặt trời, bằng 0 (không).

1.1. Giá cố định:

Giá cố định bình quân (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) là ... (đồng/kWh);

Giá cố định từng năm FCj (đồng/kWh) từ ngày vận hành thương mại đến hết đời sống kinh tế nhà máy điện (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) áp dụng theo bảng sau:

Năm thứ

1

2

3

4

...

...

Giá cố định (đồng/kWh)

1.2. Giá vận hành và bảo dưỡng:

Giá vận hành và bảo dưỡng tháng t, năm j được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác năm j (đồng/kWh);

: Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j (đồng/kWh).

a) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác năm j  (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác Năm cơ sở là ... (đồng/kWh);

i: Tỷ lệ trượt giá thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác theo quy định tại Thông tư này;

*: Số thứ tự năm thanh toán tính từ Năm cơ sở (đối với Năm cơ sở *=1).

b) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j  (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

- Trường hợp mức lương tính toán trong phương án giá điện bng mức lương tối thiểu vùng thì:

Trong đó:

: Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công năm cơ sở là ... (đồng/kWh);

Lmin,j,t : Mức lương tối thiểu vùng tại thời điểm thanh toán tháng t, năm thứ j (đồng/tháng);

Lmin,b: Mức lương tối thiểu vùng Năm cơ sở là... (đồng/tháng).

- Trường hợp tổng chi phí nhân công TCnc được tính toán theo tỷ lệ vốn đầu tư xây dựng và thiết bị thì thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):

Trong đó:

: Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công năm cơ sở (đồng/kWh);

: Tỷ lệ trượt giá thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công, xác định theo tỷ lệ chỉ số giá tiêu dùng (CPI) năm (j-1) so với năm (j-2) do Tổng cục thống kê công bố trong tháng 12 năm (j-1) nhưng tối đa không vượt quá 2,5%/năm;

*: Số thứ tự năm thanh toán tính từ năm cơ sở (đối với năm cơ sở *=1, i1=0).

1.3. Giá biến đổi:

Giá biến đổi tháng t, năm j  (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

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

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

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

: Giá vận chuyển nhiên liệu chính của nhà máy điện tháng t, năm j (đồng/kWh).

a) Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính:

Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện tháng t, năm j  (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân (HHV) là ……………. kcal/kWh hoặc kJ/kWh hoặc BTU/kWh.;

: là giá nhiên liệu chính của kỳ thanh toán được tính toán bằng bình quân gia quyền theo khối lượng của các hóa đơn theo các Hợp đồng mua bán nhiên liệu trong [...] tháng gần nhất (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng);

Trường hợp Hợp đồng mua bán nhiên liệu không tách được giá vận chuyển nhiên liệu thì giá nhiên liệu chính của kỳ thanh toán bao gồm giá vận chuyển nhiên liệu chính.

KHR: Hệ số điều chỉnh suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân về điều kiện thực tế vận hành theo nhiệt độ nước làm mát, nhiệt độ môi trường, độ ẩm, mức tải do Bên bán và Bên mua thỏa thuận hoặc theo thực tế đối với từng chu kỳ vận hành;

KHS: Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);

*: Thứ tự năm vận hành thương mại, tính tròn năm kể từ thời điểm vận hành thương mại toàn nhà máy.

b) Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ:

Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện tháng t, năm j  (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

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

KHS: Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);

*: Thứ tự năm vận hành thương mại, tính tròn năm kể từ thời điểm vận hành thương mại toàn nhà máy;

: Giá nhiên liệu phụ cho phát điện bao gồm cả cước vận chuyển tính đến nhà máy tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j là ... (đồng/kg);

: Giá nhiên liệu phụ cho phát điện tại Năm cơ sở là ... (đồng/kg).

c) Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác:

Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện năm j  (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

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

kHS: Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);

*: Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy (tính từ ngày vận hành thương mại của Nhà máy điện, Năm vận hành thương mại đầu tiên của Nhà máy điện được tính từ Ngày vận hành thương mại của tổ máy đầu tiên đến hết Năm vận hành thương mại đầu tiên của nhà máy điện, *=1);

m: Số thứ tự năm thanh toán tính từ Năm cơ sở (đối với Năm cơ sở m=1);

i: Tỷ lệ trượt thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác theo quy định tại Thông tư này.

d) Giá vận chuyển nhiên liệu chính:

Giá vận chuyển nhiên liệu chính của nhà máy điện tháng t, năm j  (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân (HHV) là………….. kcal/kWh hoặc kJ/kWh hoặc BTU/kWh.

kHR: Hệ số điều chỉnh suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân về điều kiện thực tế vận hành theo nhiệt độ nước làm mát, nhiệt độ môi trường, độ ẩm, mức tải do Bên bán và Bên mua thỏa thuận hoặc theo thực tế đối với từng chu kỳ vận hành;

kHS: Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);

*: Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy;

: Giá vận chuyển nhiên liệu chính tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j, được tính bằng bình quân gia quyền theo khối lượng của các hóa đơn theo các Hợp đồng vận chuyển nhiên liệu và Hợp đồng tồn trữ LNG, tái hóa khí và phân phối khí (nếu có) (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng), giá vận chuyển nhiên liệu tính bằng đồng/kcal hoặc đồng/kJ hoặc đồng/BTU;

Trường hợp Hợp đồng mua bán nhiên liệu không tách được thành phần giá vận chuyển, thành phần giá tồn trữ LNG, tái hóa khí và phân phối khí thì giá nhiên liệu chính sẽ bao gồm giá vận chuyển nhiên liệu chính. Khi đó, giá vận chuyển nhiên liệu chính bằng (không).

Trường hợp trong tháng thanh toán, nhà máy không nhập nhiên liệu chính, giá vận chuyển nhiên liệu chính lấy bằng giá vận chuyn nhiên liệu chính của [....] tháng gần nhất có nhập nhiên liệu chính;

Bên bán có trách nhiệm tổ chức lựa chọn đơn vị cung cấp nhiên liệu, đơn vị vận chuyển nhiên liệu và ký kết hợp đồng mua bán, vận chuyển nhiên liệu tuân thủ quy định của pháp luật Việt Nam, bảo đảm công bằng, cạnh tranh, minh bạch.

2. Giá đặc thù:

Giá đấu nối đặc thù PĐT (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) là ... đồng/kWh hoặc đồng/kW hoặc đồng/tháng.

Giá xử lý tro xỉ PTX (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) là ... đồng/kWh.

II. SẢN LƯỢNG ĐIỆN NĂNG THEO HỢP ĐỒNG

1. Sản lượng điện năng phát bình quân nhiều năm [tại điểm giao nhận điện của nhà máy] theo thời hạn Hợp đồng của Nhà máy điện là [...] (tr.kWh).

2. Sản lượng Hợp đồng năm, tháng do Bên bán và Bên mua ký xác nhận theo Quy định thị trường điện cạnh tranh.

III. THANH TOÁN TIỀN ĐIỆN THEO HỢP ĐỒNG

III.1. Giai đoạn trước ngày vận hành thương mại

Đối với chi phí chạy thử, nghiệm thu trước giai đoạn nhà máy điện vận hành thương mại: Bên bán và Bên mua thỏa thuận theo hướng dẫn tại Điều 4 Thông tư này.

III.2. Giai đoạn sau ngày vận hành thương mại

1. Khi Nhà máy điện chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh hoặc gián tiếp tham gia thị trường điện cạnh tranh hoặc đã tham gia thị trường điện cạnh tranh nhưng có giai đoạn dừng tham gia thị trường điện theo quyết định của cơ quan có thẩm quyền hoặc can thiệp thị trường:

Tiền điện thanh toán (Rtt) của Nhà máy điện được tính toán cụ thể như sau:

Rtt = Rt x (1 + VAT)

Trong đó:

Rt: Tiền điện thanh toán cho tháng t năm j, chưa bao gồm thuế VAT (đồng);

Rt = (PC,j,t x Qm,j,t + Rk + Rđt + RTh)

PC,j,t : Giá Hợp đồng mua bán điện quy định tại Mục I Phụ lục này (đồng/kWh);

Qm,j,t : Sản lượng điện tại điểm giao nhận của Nhà máy điện (kWh);

Rk: Các chi phí khác (đồng), gồm có:

Chi phí thanh toán cho tổ máy thí nghiệm phù hợp với lịch thử nghiệm đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt, được xác định bằng: (i) Phần sản lượng điện đo đếm của tổ máy thí nghiệm trong thời gian thí nghiệm và (ii) Giá biến đổi được quy định tại Mục I Phụ lục này;

Các khoản thanh toán hiệu chỉnh (nếu có) (đồng);

Các chi phí khác do Bên bán và Bên mua thỏa thuận.

Rđt: Tổng số tiền thanh toán chi phí đặc thù theo quy định Hợp đồng được tính toán trên cơ sở giá đấu nối đặc thù (PĐT) và giá xử lý tro xỉ (PTX) theo quy định tại Mục I Phụ lục này (đồng).

RTh: Tổng các khoản thuế, phí, các khoản tiền phải nộp trong tháng theo quy định pháp luật có liên quan được Bên bán và Bên mua thống nhất (kèm theo các chứng từ hợp lệ) (đồng);

VAT: Thuế suất giá trị gia tăng theo quy định của Nhà nước (%).

Trường hợp Nhà máy điện được Bên bán ký nhiều Hợp đồng với các Bên mua, khoản tiền điện thanh toán Rt (chưa bao gồm thuế VAT) được Bên bán thỏa thuận, phân bổ cho các Bên mua theo tỷ trọng sản lượng điện năng giao nhận trong tháng (chu kỳ thanh toán) do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố.

Hàng năm, Bên bán và Bên mua thực hiện thanh quyết toán chi phí xử lý tro xỉ theo tình hình thực tế của năm trước liền kề.

2. Khi Nhà máy điện chính thức tham gia Thị trường điện cạnh tranh

2.1. Tổng số tiền thanh toán sai khác theo Hợp đồng trong tháng t được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Tổng số tiền điện thanh toán sai khác theo Hợp đồng trong tháng t (đồng) chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng;

D: Tổng số ngày trong tháng t;

d: Ngày giao dịch trong tháng t;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch của ngày giao dịch d;

i: Chu kỳ giao dịch i của ngày giao dịch d;

PC,j,t : Giá Hợp đồng mua bán điện quy định tại mục I Phụ lục này (đồng/kWh);

FMPd,i: Giá thị trường toàn phần áp dụng cho Đơn vị phát điện của chu kỳ giao dịch i, ngày d trong tháng t (đồng/kWh);

: Sản lượng Hợp đồng trong chu kỳ giao dịch i, ngày d trong tháng t (kWh).

2.2. Tổng các khoản thanh toán khác theo quy định của Hợp đồng gồm có:

a) Chi phí thanh toán lãi suất phạt trả chậm theo quy định tại Điều 8 của Hợp đồng;

b) Các khoản thanh toán hiệu chỉnh (nếu có);

c) Các chi phí khác do Bên bán và Bên mua thỏa thuận.

2.3. Các khoản thanh toán khác của Nhà máy điện [ký hợp đồng mua bán điện với Bên mua điện] được xác định như sau:

a) Phần sản lượng điện năng do chênh lệch giữa sản lượng đo đếm điện năng tháng với tổng sản lượng điện năng đo đếm các chu kỳ giao dịch trong tháng theo Quy định thị trường điện cạnh tranh được thanh toán theo giá Hợp đồng mua bán điện PC,j,t được quy định tại Mục I Phụ lục này;

b) Trong trường hợp tổ máy nhiệt điện bị buộc phải ngừng hoặc phải ngừng 01 lò hơi để giảm công suất theo Quy định thị trường điện cạnh tranh:

Khoản thanh toán trong trường hợp này được xác định bằng tổng chi phí khởi động ứng với các trạng thái khởi động.

Chi phí khởi động ứng với các trạng thái khởi động được Bên bán và Bên mua thỏa thuận từ định mức nhiên liệu, vật liệu phụ,.. như sau [...].

c) Trường hợp Nhà máy điện có tổ máy thí nghiệm phù hợp với lịch thử nghiệm đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt, khoản thanh toán đối với sản lượng điện phát ra của Nhà máy điện theo Quy định thị trường điện cạnh tranh được xác định như sau:

- Tổ máy thí nghiệm: Được tính bằng giá biến đổi được quy định tại Mục I Phụ lục V của Hợp đồng;

- Tổ máy không thí nghiệm: Được tính bằng giá Hợp đồng mua bán điện được quy định tại Mục I Phụ lục V của Hợp đồng.

d) Trường hợp nhà máy điện có tổ máy tham gia thử nghiệm AGC hoặc các thí nghiệm khác theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đã được phê duyệt: Khoản thanh toán đối với sản lượng điện của nhà máy điện theo Quy định thị trường điện cạnh tranh được xác định theo giá Hợp đồng mua bán điện được quy định tại Mục I Phụ lục V của Hợp đồng;

đ) Các khoản thanh toán khác theo Quy định thị trường điện cạnh tranh.

Các khoản thanh khác theo Quy định thị trường điện cạnh tranh tại mục 2.3 này được Bên bán tính toán, phân bổ cho các Bên mua theo tỷ trọng sản lượng điện năng giao nhận trong tháng (chu kỳ thanh toán) do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố.

2.4. Tổng số tiền thanh toán chi phí đặc thù theo quy định Hợp đồng được tính toán trên cơ sở giá đấu nối đặc thù (PĐT) và giá xử lý tro xỉ (PTX) theo quy định tại Mục I Phụ lục này (đồng) (đồng).

Tổng số tiền thanh toán chi phí đặc thù tại mục 2.4 này được Bên bán tính toán, phân bổ cho các Bên mua theo tỷ trọng sản lượng điện năng giao nhận trong tháng (chu kỳ thanh toán) do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố.

2.5. Tổng số tiền điện thanh toán hàng tháng được xác định như sau:

Rtt = (RTT,t + RC,t + RC,k, + RC,k,TT + Rđt + RTh) x (1+VAT)

Trong đó:

RTT,t: Tổng các khoản thanh toán thị trường theo bảng kê thanh toán tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia cung cấp (đồng);

RC,t: Tổng số tiền điện thanh toán sai khác theo Hợp đồng trong tháng t (đồng) được xác định tại khoản 2.1 mục này (đồng);

RC,k,: Tổng các khoản thanh toán khác theo quy định của Hợp đồng (đồng) được xác định tại khoản 2.2 mục này;

RC,k,TT: Tổng số tiền điện thanh toán khác theo quy định thị trường điện cạnh tranh (đồng) được xác định tại khoản 2.3 mục này;

Rđt: Tổng số tiền thanh toán chi phí đặc thù trong tháng theo quy định của Hợp đồng được xác định tại khoản 2.4 mục này (đồng);

RTh: Tổng các khoản thuế, phí, các khoản tiền phải nộp trong tháng theo quy định pháp luật có liên quan được Bên bán tính toán, phân bổ cho các Bên mua theo tỷ trọng sản lượng điện năng giao nhận trong tháng (kèm theo các chứng từ hợp lệ) (đồng);

VAT: Thuế suất thuế giá trị gia tăng được xác định theo quy định của Nhà nước (%).

Hàng năm, Bên bán và Bên mua thực hiện thanh quyết toán chi phí xử lý tro xỉ theo tình hình thực tế của năm trước liền kề.

2.6. Chênh lệch tỷ giá (FED): Hàng năm, căn cứ tổng vốn vay ngoại tệ, kế hoạch trả nợ vốn vay ngoại tệ, số liệu trả nợ gốc vay thực tế, tỷ giá quy đổi đã được Bên bán và Bên mua thỏa thuận trong phương án giá phát điện, tỷ giá quy đổi thực hiện năm liền kề trước, Bên bán và Bên mua thực hiện tính toán chênh lệch tỷ giá.

Chênh lệch tỷ giá FED (đồng) được tính toán theo công thức sau:

Trong đó:

m: Số loại ngoại tệ trong phương án giá phát điện Bên bán và Bên mua thống nhất (loại);

n: Số lần trả gốc ngoại tệ i trong năm tính toán (lần);

Di,j: Số nợ gốc ngoại tệ trả thực tế lần j của loại ngoại tệ i trong năm tính toán;

λi,j; Tỷ giá quy đổi lần thanh toán j của loại ngoại tệ i trong năm (.../đồng);

λi,b: Tỷ giá quy đổi cơ sở loại ngoại tệ i Bên bán và Bên mua thống nhất trong phương án giá phát điện (.../đồng);

VAT: Thuế suất thuế giá trị gia tăng được xác định theo quy định của Nhà nước (%).

Phụ lục VI

CÁC THÔNG SỐ CHÍNH TRONG TÍNH TOÁN GIÁ PHÁT ĐIỆN

(Kèm theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)

Phụ lục VII

CÁC MỐC TIẾN ĐỘ DỰ ÁN

(Kèm theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)

I. CÁC MỐC TIẾN ĐỘ DỰ ÁN

1. Ngày khởi công chính thức xây dựng Nhà máy điện:

[...]

2. Ngày bắt đầu tiến hành thí nghiệm liên động:

[...]

3. Ngày đóng điện lần đầu:

[...]

4. Ngày thử nghiệm:

[...]

5. Ngày vận hành thương mại của tổ máy i:

[...]

6. Ngày vận hành thương mại Nhà máy điện:

[...]

II. CÁC TÀI LIỆU BÊN BÁN PHẢI CUNG CẤP CHO BÊN MUA

Bên bán có nghĩa vụ cung cấp cho Bên mua bản sao hợp lệ các tài liệu để công nhận Ngày vận hành thương mại như sau: [...].



1 Các bên hiệu chỉnh theo tên văn bản có hiệu lực tại thời điểm ký Hợp đồng

2 Các bên hiệu chỉnh theo tên văn bản có hiệu lực tại thời điểm ký Hợp đồng

MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE OF VIETNAM
------

SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM
Independence - Freedom - Happiness
----------------

No. 07/2024/TT-BCT

Hanoi, April 12, 2024

 

CIRCULAR

METHODS FOR DETERMINING PRICES FOR ELECTRICITY GENERATION AND POWER PURCHASE AGREEMENT

Pursuant to the Law on Electricity dated December 3, 2004 and the Law on amendment to the Law on Electricity dated November 20, 2012;

Pursuant to Decree 96/2022/ND-CP dated November 29, 2022 of the Government on functions, tasks, powers, and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade;

Pursuant to Decree No. 137/2013/ND-CP dated October 21, 2013 of the Government elaborating the Law on Electricity and the Law on amendments to the Law on Electricity;

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

The Minister of Industry and Trade promulgates Circular on methods for determining prices for electricity generation and power purchase agreement.

Chapter I

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Article 1. Scope and regulated entities

1. This Circular prescribes methods for determining prices of electricity generation and power purchase agreement for various power plant models.

2. This Circular applies to:

a) Power plants operating in territory of the Socialist Republic of Vietnam and connected to national electricity system;

d) Other relevant organizations and individuals.

3. Provisions pertaining to methods for determining electricity generation prices under this Circular do not apply to: strategic multi-purpose hydroelectricity plants, small-scale hydroelectricity plants applying avoidable cost tariff, independent power plants invested in built - operate - transfer (BOT) model, power plants and generator groups providing auxiliary services; power plants applying electricity pricing regulations under documents issued by competent authority.

4. Provisions pertaining to sample power purchase agreement specified under Appendix 3 hereof do not apply to: strategic multi-purpose hydroelectricity plants, small-scale hydroelectricity plants applying avoidable cost tariff, independent power plants invested in built - operate - transfer (BOT) model, power plants and generator groups providing auxiliary services; power plants applying electricity pricing regulations under documents issued by competent authority.

Provisions pertaining to sample power purchase agreement under Appendix 3 hereof do not apply to solar power plants and wind power plants unless said power plants participate in competitive electricity market.

5. Power plants that lack electricity pricing regulations stipulated by the Government, Prime Minister, or Ministry of Industry and Trade shall conform to Article 9 hereof.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



In this Circular, the terms below are construed as follows:

1. The Seller means an Electric utility possessing a Power plant.

2. The Buyer means Vietnam Electricity (or authorized representatives thereof), Northern Power Corporation, Central Power Corporation, Southern Power Corporation, Hanoi City Power Corporation, Ho Chi Minh City Power Corporation, major electricity users, other electricity buyers according to regulations of electricity market.

3. Developer means organization and individuals managing, using capital to invest in power plants, power lines and electrical substations to serve power plants.

4. Connection costs means investment and construction costs for power lines and electrical substations from distribution yards of power plants to Connection point and distributed costs relating to common power lines (if any).

5. Specific connection costs means costs (or allocated costs) implemented by the Developer to build power lines and electrical substations from distribution yards of a power plant or power plants to distribute load towards connection points under assignment of competent authority.

6. Connection point means a point agreed upon under connection agreement between the Developer and grid manager as per the law.

7. Delivered electricity means electricity delivered from the Seller to the Buyer under electricity sale and purchase between the Seller and the Buyer.

8. Electric utility means an organization or individual that, pursuant to Vietnam’s domestic laws, possesses power plant or power plants.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



10. Liquefied natural gas (LNG) storage, regasification, and distribution agreement means an agreement between Electric utility or fuel trading entity and LNG storage investment, management entity for the purpose of storing, regasifying, distributing, and supplying gas for power plants and is signed in a manner compliant with applicable laws with competitive and transparent prices.

11. Power purchase agreement (PPA) means an agreement that accommodates electricity sale and purchase of each power plant.

12. Gas sale and purchase agreement (GSPA) means an agreement between gas seller and mine owner for the purchase and delivery of domestically produced natural gas to gas buyer which is the power plant using the gas for electricity generation.

13. Fuel purchase agreement means an agreement between the Electric utility and fuel trading entity for the supply of fuel for power plants, is signed in accordance with applicable laws, guarantees legitimate fuel sources and competitive, transparent prices.

14. Fuel transport agreement means an agreement between Electric utility or fuel trading entity for the transportation of fuel to power plants, is signed in accordance with applicable laws, and guarantees competitive, transparent prices.

15. Base year means the year used in total investment or total revised investment for the purpose of calculating approved electricity generation prices.

16. New power plant means a power plant that has not entered into initial PPA.

17. Net heat rate means amount of thermal energy consumed to produced one kWh of electrical energy at delivery point (BTU/kWh or kJ/kWh or kCal/kWh).

18. Total investment means total investment of the project determined in accordance with applicable regulations and law, fundamental design, and other contents of feasibility study of construction project.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



20. Settled investment means all legitimate costs incurred in investment process to bring projects into operation. Legitimate costs mean costs within approved projects, design, estimates; construction contracts signed in accordance with the laws; including revision thereof approved in a manner compliant with the laws and by appropriate eligibility; settled investment must be contained in total approved investment (or revised) as per the law.

Chapter II

METHODS FOR DETERMINING ELECTRICITY GENERATION PRICES

Section 1. METHODS FOR DETERMINING ELECTRICITY GENERATION PRICES FOR NEW POWER PLANTS

Article 3. Rules for determining electricity generation prices

1. Electricity generation prices of power plants are developed on the basis of:

a) Legitimate, reasonable costs incurred by Developed throughout economic life of the project;

b) Internal rate of return does not exceed 12%.

2. Electricity generation prices of power plants consist of:

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



b) Specific connection prices (if any): are negotiated between the Seller and the Buyer and are determined in accordance with Article 8 hereof.

3. Electricity generation prices do not include VAT, water resource tax, licensing fees for water resource extraction, forest environment service fees, environment protection fees in respect of solid waste and industrial wastewater (in case of thermal power plants), other taxes, fees, and monetary collectibles according to regulations of competent authority (other than taxes, fees included in electricity generation solutions).

4. Power purchase agreement price for comparing with electricity generation price range in the base year:

a) PPA price must be within price range for electricity generation in the base year of power plants issued by Minister of Industry and Trade, in which, PPA price of power plants for comparing with price range for electricity generation in the base year shall be calculated on the basis of cost components corresponding to cost components serving calculation of price range for electricity generation;

b) In case electricity generation price range is not available in the base year of a power plant, PPA price of the power plant shall be calculated on the basis of corresponding cost components in order to compare with electricity generation price range of the latest year applied to the power plant.

Article 4. Methods for determining PPA prices in Base year of power plants

PPA prices of Base year PC (VND/kWh) are determined using formula below:

PC = PCD + PBD

1. PCD (VND/kWh) means fixed prices of the Base year and is determined using formula below:

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Where:

FC: Average fixed costs determined in accordance with Article 5 hereof (VND/kWh);

FOMCb: Means fixed operating and maintenance costs of Base year and is determined in accordance with Article 6 hereof (VND/kWh).

2. PBD (VND/kWh) means variable costs of the Base year.

a) PBD of thermal power plants is determined using formula below:

Where:

: Means variable cost components depending on primary fuel costs of power plants in Base year and is determined in accordance with Clause 1 Article 7 hereof (VND/kWh);

: Means variable cost components depending on secondary fuel costs of power plants in Base year and is determined in accordance with Clause 2 Article 7 hereof (VND/kWh);

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



: Means transportation costs for primary fuel for electricity generation in the Base year and is determined in accordance with Clause 4 Article 7 hereof (VND/kWh).

b) In respect of hydroelectricity plants, solar power plants, wind power plants: PBD equals 0.

3. Experimentation, test, commissioning costs of power plants: Payment of experimentation, test, commissioning costs prior to commercial operation date agreed upon by the Seller and the Buyer must not be repeated in total approved investment of the projects.

Article 5. Methods for determining average fixed costs of power plants

1. Average fixed costs of power plants (FC) are determined on the basis of financial analysis of projects according to Schedule 1 and Schedule 2 under Appendix II attached hereto. Input data serving determination of average fixed costs (FC) of power plants are determined in accordance with Clause 2 of this Article.

2. Primary input data used in determination of average fixed costs (FC) of power plants:

a) Investment: Investment determined on the basis of total investment (or total revised investment, settled investment) effective as of the date on which electricity generation price negotiation is conducted is used in calculation of electricity generation prices and includes all costs incurred by the Seller up until connection points of power plants which include: power plants; power plant infrastructures, wharfs; LNG import ports and storage (where LNG is used by power plants), other relevant costs, and costs allocated to the projects (if any);

Specific connection costs for calculation of specific prices shall conform to Article 8 hereof.

b) Economic life: Conforms to Appendix I attached hereto, unless competent authority issue documents approving economic life of projects that is different from the economic life stipulated under this Circular at which point said documents prevail (in years).

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



AGN is calculated as follows:

Where:

ANM: Electrical production at the outlet of power plants according to fundamental design effective as of the date on which negotiation is conducted (kWh).

In case of thermal power plants, formula below shall apply:

ANM = Pt x Tmax

Pt: Means terminal capacity of generators under approved design (kW);

Tmax: Means number of hours operating at maximum capacity in multiple years of power plants.

ttd: Means percentage of self-sufficient electricity and electricity loss from step-up transformers of power plants and transmission lines to delivery points with national electrical system (if any) agreed upon by the Seller and the Buyer, is determined in accordance with approved fundamental design or technical dossiers of equipment manufacturers (if any at the time of negotiation), and does not exceed value defined under approved fundamental design (%) or conforms to documents of competent authority (if any);

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



In respect of power plants that lack Tmax and/or Kcs under Appendix I attached hereto, these parameters shall be agreed upon by the Seller and the Buyer;

Where AGN cannot be identified using the aforementioned formula, the Seller and the Buyer shall determine in accordance with fundamental design and technical design regarding delivery points effective as of the date on which negotiation is conducted. Where AGN cannot be determined even via approved technical design or fundamental design, AGN shall then be determined by documents of competent authority. Where AGN cannot be determined even via documents of competent authority, AGN shall then be agreed upon by the Seller and the Buyer.

d) Duration of depreciation provision of each group of primary fixed assets (year): Is determined by duration of depreciation provision of each group of primary fixed assets under regulations of the Ministry of Finance from time to time or documents of competent authority allowing depreciation provision different from regulations of the Ministry of Finance (if any).

dd) Percentage of equity, loan capital, and investment phasing in total investment: Is determined depending on decisions approving investment projects and actual capital mobilized for the projects at the time of negotiation, compliant with regulations promulgated by competent authority. Equity accounts for at least 15% of total investment.

e) Loan interest and loan repayment period during operating period: Depending on loan agreements, documents, texts between Developer and credit institutions, creditors.

Where total loan capital under all loan agreements or other legitimate documents between Developer and credit institutions is lower than total loan capital used in electricity price calculation, the missing portion of loan capital during operating period shall be negotiated by the Seller and the Buyer on the principles that minimum repayment period is 10 years and in a manner compliant with regulations on loan interests below:

- Interest of loans in foreign currency is determined by secured overnight financing rate (SOFR) over a term of 180 days - average of 36 consecutive months from the latest March, June, September, or December of the negotiation year published by the FED (website: www.newyorkfed.org) plus 3%/year;

- Interest of loans in VND is determined by the average maturity interest of 12-month deposits made in VND for individual customers of the first day of 60 months prior to the latest March, June, September, or December of the negotiation year published by 4 commercial banks (Vietcombank, VietinBank, BIDV, Agribank or lawful inheriting units thereof) plus 3%/year.

g) Corporate income tax rates, other tax and fees: Are determined in accordance with relevant laws.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



FOMCb (VND/kWh) is determined using the formula below:

Where:

: Means operating and maintenance costs depending on major repair costs and other costs in Base year and is determined in accordance with Clause 1 of this Article (VND/kWh);

: Means operating and maintenance costs depending on personnel costs in Base year and is determined in accordance with Clause 2 of this Article (VND/kWh).

1. Operating and maintenance costs depending on major repair costs and other costs in Base year (VND/kWh) are determined using the formula below:

Where:

TCscl: Is total major repair costs and other costs in Base year and determined using formula below:

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Where:

VDTXD+TB: Means total construction costs and equipment costs determined on the basis of total investment under Point a Clause 2 Article 5 hereof (VND);

kscl: Means percentage of major repair costs and other costs (%) of power plants agreed upon by the Seller and the Buyer and does not exceed values defined under Appendix I attached hereto. Where kscl under Appendix I attached hereto is not defined for power plants, kscl shall be agreed upon by the Seller and the Buyer;

Ccdk: Means other costs relating to dredging of navigable channel and infrastructure costs agreed upon by the Seller and the Buyer (if any) (VND). Where data serving calculation of costs for dredging navigable channels and infrastructure costs in Base year are not available, the Seller and the Buyer shall negotiate and calculate the sum of these costs at the time of negotiation including inflation towards the Base year at a rate of 2,5%/year (VND);

AGN: Average electricity generated over multiple years at delivery points between the Buyer and the Seller and calculated according to Clause 2 Article 5 hereof (kWh).

2. Operating and maintenance costs depending on personnel costs in Base year  (VND/kWh) are determined using formula below:

Where:

TCnc: Means total personnel costs in Base year including costs for salaries, social insurance, health insurance, unemployment insurance, union fees, and associated allowances (VND);

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



- Where salaries serving calculation of personnel costs of power plants equal regional minimum wages of the year in which electricity prices are calculated: The rate of conversion to Base year is determined by regional minimum wage;

- Where total personnel costs cannot be identified via methods mentioned above, total personnel costs in Base year are determined using formula below:

TCnc =VDTXD+TB x knc

Where:

VDTXD+TB: Means total construction costs and equipment costs determined on the basis of total investment under Point a Clause 2 Article 5 hereof (VND);

knc: Means percentage of personnel costs (%) of power plants agreed upon by the Seller and the Buyer and does not exceed values under Appendix I attached hereto. Where knc under Appendix I attached hereto is not defined for power plants, knc shall be agreed upon by the Seller and the Buyer;

AGN: Average electricity generated over multiple years at delivery points between the Buyer and the Seller and calculated according to Clause 2 Article 5 hereof (kWh).

Article 7. Methods for determining variable costs of thermal power plants

Variable costs of thermal power plants in Base year PBD (VND/kWh) are determined using formula below:

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Where:

: Means variable cost components depending on primary fuel costs of power plants in Base year and is determined in accordance with Clause 1 of this Article (VND/kWh);

: Means variable cost components depending on secondary fuel costs of power plants in Base year and is determined in accordance with Clause 2 of this Article (VND/kWh);

: Means variable cost components depending on other factors of power plants in Base year and is determined in accordance with Clause 3 of this Article (VND/kWh);

: Means transportation costs for primary fuel for electricity generation in the Base year and is determined in accordance with Clause 4 of this Article (VND/kWh).

1. Variable cost components depending on changes to primary fuel costs of power plants in Base year , are determined using formula below:

Where:

: Means average net heat rate of power plants using primary fuel agreed upon by the Seller and the Buyer, does not exceed values defined under fundamental design/technical design corresponding to total investment serving the calculation of electricity prices or specifications of equipment manufacturers, and is calculated in a manner corresponding to load under Appendix I attached hereto;

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



2. Variable cost components depending on changes to secondary fuel costs of power plants in Base year , are determined using formula below:

Where:

 : Means net heat rate of power plants using secondary fuel agreed upon by the Seller and the Buyer (kg/kWh or kcal/kWh or kJ/kWh or BTU/kWh);

: Means secondary fuel prices in Base year, including costs for transportation to power plants and other costs as per the law (excluding VAT) (VND/kg or VND/kcal or VND/kJ or VND/BTU).

3. Variable costs adjusted by other factors of power plants in Base year  are determined using the following formula:

Where:

Cvlp: Means total annual auxiliary material cost of power plants determined based on quantity and unit price of auxiliary materials used for electricity generation in the base year (VND). If data required for the calculation of total annual auxiliary material costs in the base year is insufficient, the costs components can be calculated using data from a year with sufficient data and converted to the base year at a rate of 2,5%/year;

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Ck: Means annual repair and maintenance costs, including regular repair and maintenance costs based on total investment and equipment costs of power plants. Percentage of regular repair and maintenance costs are determined by the parties and do not exceed values defined under Appendix I attached hereto. Where power plants are not mentioned under Appendix I attached hereto, percentage of regular repair and maintenance costs shall be agreed upon by the parties;

AGN: Average electricity generated over multiple years at delivery points between the Buyer and the Seller and calculated according to Point c Clause 2 Article 5 hereof (kWh).

4. Transportation costs for primary fuel of power plants in Base year  are determined using formula below:

Where:

: Means net heat rate of power plants defined under Clause 1 of this Article;

: Means transportation costs for primary fuel for electricity generation in Base year (excluding VAT), in VND/kcal or VND/kJ or VND/BTU and are determined as follows:

- For coal-fired thermal power plants: weighted mean of coal transport agreement or other written agreements;

- For thermal power plants using natural gas: weighted mean of gas collection, transportation, distribution fees approved by competent authority or set forth under transport agreements/written agreements;

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



- For waste-to-power and biomass power plants: transportation costs for primary fuel for electricity generation agreed upon by the parties depending on power plant conditions.

Where primary fuel costs  already include transportation costs for primary fuel, collection, transportation, distribution, storage, regasification fees in fuel purchase agreements, transportation costs for primary fuel  shall equal 0.

Article 8. Methods for determining specific connection prices

1. Specific connection prices (PDT) shall serve to facilitate recovery of specific connection costs incurred by the Developer or distributed and shall be negotiated with the Buyer on the basis of investment, loan interests during operating period according to loan agreements, administrative costs, operation costs, maintenance costs, and other factors depending on agreement between the parties in order to allow Developer of power plants to recover construction, management, operation, maintenance costs as per the law. Unit of specific connection prices is VND/kWh or VND/kW or VND/month.

2. Once specific connection costs are settled, the parties shall re-evaluate specific connection prices in accordance with Clause 1 of this Article.

3. Specific connection costs are considered reasonable, legitimate costs and included in electricity purchase price in calculation of average electricity retail pricing of EVN.

Article 9. Methods for determining electricity generation and PPA prices of power plants that lack electricity purchase pricing stipulated by the Government, Prime Minister, or Ministry of Industry and Trade

Based on principles of determining electricity generation prices under this Circular, the Buyer and the Seller shall develop pricing plan for electricity generation and PPA in a manner appropriate to situations of each power plant and request the Ministry of Industry and Trade to approve.

Article 10. Temporary pricing

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Article 11. Methods for determining electricity generation prices for solar power plants, wind power plants that have entered into PPA with EVN and have not decided on an official electricity generation prices

Solar power plants and wind power plants that have entered into PPA with EVN before January 1 of 2021 and before November 1 of 2021 respectively but have not met eligibility to adopt electricity purchase prices under Clause 1 and Clause 3 Article 5 of Decision No. 13/2020/QD-TTg dated April 6 of 2020 of the Prime Minister and Clause 7 Article 1 of Decision No. 39/2018/QD-TTg dated September 10 of 2018 of the Prime Minister:

1. The parties shall rely on principles for determining electricity generation prices under this Circular and develop electricity generation pricing for power plants:

a) Base year of power plants undergoing electricity generation price negotiation means the year of commercial operation of power plants;

b) Where parts of power plants lack electricity generation prices, said electricity generation prices shall be determined by input data of the entire power plants.

2. Average annual delivered electricity is determined as follows:

a) On the basis of fundamental design (or technical design where fundamental design is not viable) appraised by competent authority;

b) Where method detailed under Point a of this Clause is not viable, both parties shall negotiate based on technical specifications in fundamental design or technical design dossiers used in notice on appraisal results of competent authority. Where annual delivered electricity is determined by fundamental design, total investment based on fundamental design shall be used; where annual delivered electricity is determined by technical design, total investment based on corresponding technical design shall be used.

3. Operating and maintenance costs of Base year of power plants FOMCb are determined using formula below:

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Where:

TC: Means total operating and maintenance costs of power plants and is determined by: TC = VDT x k

Where:

VDT: Means power plant investment (VND);

k: Means percentage of operating and maintenance costs (%) of power plants agreed upon by the parties and not exceeding values defined under Appendix attached to Circular No. 15/2022/TT-BCT dated October 3 of 2022 of Minister of Industry and Trade.

4. Other parameters serving calculation of electricity generation prices shall be negotiated by the parties. Documents serving PPA negotiation shall conform to Clause 1 Article 19 hereof.

Section. METHODS FOR DETERMINING ELECTRICITY GENERATION PRICES OF POWER PLANTS IN COMMERCIAL OPERATION

Article 12. Methods for determining electricity generation prices for power plants with expired PPA and unexpired economic life

Where PPA of power plants (not applying avoidable costs) have expired while economic life of the power plants has not expired, the parties shall negotiate on electricity generation prices for subsequent years until economic life of the power plants expires in a manner that the average fixed costs do not change relative to prices negotiated by the parties.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



1. Fixed costs of power plants with expired economic life shall be determined in a manner that allows power plants to recover electricity production costs and shall be determined over a period compliant with major repair cycle of primary equipment and reasonable profits. Where documents of competent authority approving period of calculating fixed costs, said documents shall prevail.

2. Variable costs of power plants with expired economic life shall be determined in accordance with Article 7 hereof.

3. Where economic life of power plants has expired and power plant upgrade is implemented, both parties shall negotiate on prices of PPA of power plants in accordance with Article 4, Article 5, Article 6, and Article 7 hereof and depreciation period of primary equipment subject to the upgrade.

4. Term of contracts of power plants with expired economic life shall be negotiated by the parties based on major repair cycle of primary equipment.

Article 14. Methods for determining electricity generation prices of hydroelectricity plants with effective PPA and expired electricity generation prices or hydroelectricity plants applying avoidable cost tariff with expired PPA

1. Electricity generation prices are determined in a manner that allows power plants to recover investment (if any), electricity production costs, and ensures reasonable profits.

2. Electricity generation prices are determined for the remainder of economic life of the power plants.

3. Average electrical production is determined on the basis of statistics collected from operating years prior to the date on which electricity generation prices expire.

4. Operating and maintenance costs are negotiated between the parties.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Article 15. Methods for determining electricity generation prices renegotiated based on settled investment

In respect of power plants undergoing renegotiation of electricity generation prices based on settled investment under Clause 2 Article 28 hereof:

1. Where settled investment is defined, the Seller must send documents relevant to settled investment to the Buyer.

2. The parties shall re-negotiate electricity prices as follows:

a) Methods for determining PPA prices conform to Article 4 hereof;

b) Parameters serving calculation of PPA prices conform to Article 4 hereof; input data are updated at the same time as settled investment is determined;

c) PPA prices for comparison with electricity generation price bracket do not exceed electricity generation price bracket of the year in which settled investment is approved;

d) Electricity generation prices apply from commercial operation date of power plants; annual fixed costs conform to Article 16 hereof; annual fixed costs of years preceding the date on which the parties enter into contracts on amendment to PPA depending on electricity prices determined on the basis of settled investment;

dd) Base year of power plants negotiating electricity price under settled investment is the year in which the settled investment is approved.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Article 16. Principles in determining annual fixed costs of PPA

1. The parties have the right to apply negotiated average fixed costs throughout contract years. Where the parties agree to convert the negotiated average fixed costs to annual fixed costs, the determination of these fixed costs must adhere to principles under Clause 2 of this Article.

2. On the basis of practical loan capacity and financial capacity of projects, both parties shall negotiate about average fixed costs of power plants and convert to annual fixed costs (FCj: fixed cost of year j) as long as average fixed cost does not change compared to mutually agreed value and following principles are complied:

a) Financial discount rate when calculating annual fixed costs agreed by both parties shall equal the IRR of power plants;

b) Projects developers shall return loans for investment and construction of power plants according to deadline for repaying loan capital

Article 17. Principles of adjusting annual electricity generation prices in PPA

1. Components of operating and maintenance costs of power plants shall be adjusted on the principles below:

a) Components of operating and maintenance costs depending on major repair costs and other costs shall be adjusted by average inflation rate under Appendix I attached hereto. Both parties shall study and propose regulations on adjusting components of operating and maintenance costs depending on major repair costs and other costs in regard to items of a foreign currency origin;

b) Components of operating and maintenance costs depending on personnel costs shall be adjusted by changes to regional minimum wages at the time of payment or CPI published by General Statistics Office of Vietnam up to 2,5%/year.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Where:

m: Means number of foreign currency types in electricity generation pricing agreed upon by the parties (type);

n: Means number of principal installments of foreign currency i (installment);

Di,j: Means number of principal loan in foreign currency i paid in installment j in year of calculation;

λi,j: Means conversion rate in installment j of foreign currency i in the year (.../VND);

λi,b: Means conversion rate of foreign currency i agreed upon by the parties in electricity generation pricing (.../VND).

Article 18. Methods for determining PPA prices of power plants at the time of payment

PPA prices of power plants at the time of payment for electricity bill of month t, year j are PC,j t (VND/kWh) and are determined using formula below:

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Where:

FCj: Means fixed costs of the year j determined in accordance with Article 16 hereof (VND/kWh);

FOMCj,t: Means operating and maintenance costs of month t, year j determined under Clause 1 of this Article (VND/kWh);

: Means variable costs of month t and year j determined in accordance with Clause 2 of this Article (VND/kWh).

1. Operating and maintenance costs of month t and year j are determined using formula below:

Where:

: Means components of operating and maintenance costs depending on major repair costs and other costs in year j (VND/kWh);

: Means components of operating and maintenance costs depending on personnel costs in month t and year j (VND/kWH).

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Where:

: Means operating and maintenance costs depending on major repair costs and other costs in Base year determined in accordance with Clause 1 Article 6 hereof;

i: Means inflation rate of components of operating and maintenance costs depending on major repair costs and other costs according to Appendix I attached hereto;

: Number of year of payment from Base year (with Base year l =1).

b) Components of operating and maintenance costs depending on personnel costs of month t and year j  are determined as follows:

- Where salaries included in electricity pricing equal regional minimum wages, components of operating and maintenance costs depending on personnel costs are determined using formula below:

Where:

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Lmin,j,t: Means regional minimum wages at the time of payment of month t and year j (VND/month);

Lmin,b: Means regional minimum wage of Base year (VND/month).

- Where total personnel costs TCnc are calculated based on percentage of investment in construction and equipment, components of operating and maintenance costs depending on personnel costs are determined using formula below (VND/kWh):

Where:

: Means operating and maintenance costs depending on personnel costs of Base year determined in accordance with Clause 2 Article 6 hereof;

: Means inflation rate of components of operating and maintenance costs depending on personnel costs determined by ratio of CPI of the year (j-1) to that of the year (j-2) published by the General Statistics Office of Vietnam in December of the year (j-1) and up to 2,5%/year;

 : Means number of payment year from the Base year (where Base year l = 1, i1 = 0).

2. Variable costs of thermal power plants in month t and year j  (VND/kWh) are determined using formula below:

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Where:

 : Means components of variable costs depending on changes to primary fuel costs of power plants in month t and year j determined in accordance with Point a of this Clause (VND/kWh);

: Means components of variable costs depending on changes to secondary fuel costs of power plants in month t and year j determined in accordance with Point b of this Clause (VND/kWh);

: Means components of variable costs depending on other changes of power plants of year j determined in accordance with Point c of this Clause (VND/kWh);

: Means transportation costs for primary fuel of power plants in month t and year j determined in accordance with Point d of this Clause (VND/kWh).

a) Components of variable costs depending on changes to primary fuel costs of power plants in month t and year j  determined using formula below:

Where:

: Means average net heat rate determined in accordance with Clause 1 Article 7 hereof;

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



kHS: Means percentage of capacity reduction in year j (%);

 : Means number of year of commercial operation of power plants;

: Means primary fuel costs for electricity generation at the time of payment of month t and year j determined by weighted mean of quantity of invoices under fuel purchase agreements in a period of time negotiated by the parties.

b) Components of variable costs depending on changes to secondary fuel costs of power plants in month t and year j  determined using formula below:

Where:

: Means components of variable costs depending on changes to secondary fuel costs of power plants in Base year determined under Clause 2 Article 7 hereof;

kHS: Means percentage of capacity reduction in year j (%);

: Means number of year of commercial operation of power plants;

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



: Means secondary fuel costs for electricity generation in Base year in Clause 2 Article 7 hereof.

c) Components of variable costs adjusted according to other variations of power plants in the year j  are determined using the following formula:

Where:

: Means components of variable costs adjusted by other variations of power plants in Base year determined under Clause 3 Article 7 hereof;

i: Means inflation rates of components of variable costs depending other variations based on rates under Appendix I hereof;

kHS: Means percentage of capacity reduction in year j (%);

: Means number of year of commercial operation (from commercial operation date of power plants, the first commercial operation year of power plants starts from the commercial operation date of the first generator group, l = 1);

m: Means number of payment year starting from Base year (in case of the base year, m = 1).

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Where:

: Means average net heat rate determined in accordance with Clause 1 Article 7 hereof;

kHR: Means adjustable factor for average net heat rate regarding actual operating conditions such as coolant temperature, ambient temperature, humidity, load negotiated by the parties or in actual operation from operation cycle to operation cycle (if any);

kHS: Means percentage of capacity reduction in year j (%);

: Means number of year of commercial operation of power plants;

: Means transportation costs for primary fuel at the time of payment of month t and year j, determined by weighted mean of quantity of invoices under fuel transport agreements and LNG storage agreements, gas regasification and distribution contracts (if any) (VAT not included), to be specific:

- For coal-fired thermal power plants: weighted mean according to coal transport agreements;

- For thermal power plants using natural gas: weighted mean of gas collection, transportation, and distribution fees approved by competent authority;

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



- For waste-to-power and biomass power plants: transportation costs for primary fuel for electricity generation agreed upon by the parties depending on power plant conditions.

Where fuel purchase agreements already include transportation costs for primary fuel, components of respective transportation costs for primary fuel equal 0.

3. Total activation costs in the month t of power plants  (VND), are determined using formula below:

Where:

u: Means order of generator group of power plants;

U: Means number of generator groups of power plants;

f: Means type of fuel (where primary fuel f= 1; secondary fuel f = 2);

s: Means activation status of generator group;

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Pu,f,s: Means number of activation of generator group u, using fuel f, at a state s in the month;

Mu,f,s: Means amount of coal consumed (kg) for coal-fired thermal power or heat consumed (BTU) for gas turbine per activation of generator group u, using fuel f, at a state s;

Du,f,s: Means unit price of fuel required per activation of generator group u, using fuel f, at a state s, in VND/kg for coal and VND/BTU for gas fuel;

: Means total other costs required per activation, in VND.

Payment of activation costs of thermal power plants shall conform to regulations of electricity market stipulated by the Ministry of Industry and Trade.

For waste-to-energy and biomass power plants, payment of activation costs shall be negotiated by the parties.

Section 4. DOCUMENTS SERVING NEGOTIATION OF PPA

Article 19. Documents serving negotiation of PPA between the parties

1. Documents proposing negotiation on PPA for new power plants include but are not limited to:

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



b) Written approval for investment guidelines of Decision on investment guidelines or Certificate of investment registration of projects;

c) Decision on construction investment and presentation, appraisal reports for power plant investment projects produced by independent advisors, and attachments.

d) Decision approving initial total investment or revised total investment effective as of the date on which negotiation on electricity generation prices and main contents of fundamental design of investment projects relevant to PPA negotiation is conducted, appraisal reports for fundamental design and written notice on appraisal results of fundamental design, total investment issued by construction authorities as per the law (if any);

dd) Negotiation on connection of power plants to national electricity system and connection solution;

e) Loan agreements or documents, texts between Developer and creditors, disbursement plan or recordings for all loan capital;

g) Fuel supply contracts for power plants indicating fuel price for electricity generation, fuel transportation costs, LNG storage costs, gas regasification and distribution costs, and other fees, fuel delivery points and fuel supply time limit;

h) Documents calculating loss of capacity and electricity in transformers, power lines from step-up transfers to points connected to national electrical system and documents calculating self-sufficient electricity in power plants;

i) Documents calculating net heat rate in case of thermal power plants;

k) Electricity pricing defined in accordance with Section 1 and Section 3 of Chapter II hereof;

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



2. Documents serving negotiation on PPA of active power plants include but are not limited to:

a) Draft PPA using form under this Circular;

b) Existing PPA;

c Technical dossiers of power plants, technical specifications of SCADA/EMS, protective and automated relay system, P-Q operational characteristics of generator groups thus far;

d) Fuel supply agreements;

dd) Electricity pricing of power plants defined in accordance with Section 1, Section 2, and Section 3 Chapter II hereof;

e) Financial statement of power plants of recent years until the date on which negotiation on PPA is conducted.

Chapter III

EXAMINATION OF PPA

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



1. Sample PPA under Appendix III attached hereto serve as the basis for the parties to negotiate. Both parties have the right to discuss and amend terms and clauses under PPA in a manner compliant with Vietnam’s laws.

2. Language in use in the PPA shall be Vietnamese. The parties may negotiate for addition of PPA in the English language.

Article 21. Examination of PPA

Both parties shall negotiate and request the Electricity Regulatory Authority of Vietnam to examine PPA following the negotiation and appending confirmatory signature on PPA.

Chapter IV

IMPLEMENTATION

Article 22. Responsibilities of Electricity Regulatory Authority of Vietnam

1. Examine and provide feedback regarding PPA and amendments thereto.

2. Provide guidelines and resolve issues that arise during PPA negotiation between the parties.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Article 23. Responsibilities of EVN

Take charge and cooperate with the Buyer, the Seller in calculating, unifying solutions for paying rate differences in implementation of PPA in accordance with this Circular.

Article 24. Responsibilities of the Buyer

1. Negotiate and discuss with the Seller regarding reallocation of Specific connection costs with Developer in respect of power plants connected to power lines and electrical substations and revise specific connection prices (if any) to allow the Seller to recover construction, administrative, operation, and maintenance costs for power lines and electrical substations as per the law.

2. Negotiate PPA with the Seller in accordance with this Circular; ensure accountability, accuracy, legitimacy, and adequacy of provided data and documents. Cooperate with the Seller in requesting the Electricity Regulatory Authority of Vietnam to examine PPA as per the law.

3. Cooperate with the Seller in calculating, unifying rate differences in implementation of PPA in accordance with this Circular and providing to EVN for consideration of payment solutions.

Article 25. Responsibilities of the Seller

1. Cooperate with the Seller in requesting the Electricity Regulatory Authority of Vietnam to examine PPA as per the law; ensure accountability, accuracy, legitimacy, and adequacy of provided data and documents.

2. Produce investment projects for construction of power lines and electrical substations to load production of several power plants upon being assigned with construction investment by competent authority in accordance with national electricity development planning and provincial planning (if any). Power lines and electrical substation must be able to operate, load electrical production of power plants in the area in accordance with approved planning.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



4. Negotiate with Developers of power plants regarding allocation of Specific connection costs and adjust specific connection prices (if any) to allow Developers to recover construction, administrative, operational, and maintenance costs of power lines and electrical substations as per the law.

5. Manage, operate, and maintain power lines, electrical substations to which they are assigned for investment and construction as per the law.

6. Provide adequate information, ensure accuracy, legitimacy, adequacy of data, documents provided to relevant entities and authorities during negotiation and examination of PPA.

7. Select fuel providers, fuel transport service providers and enter into fuel supply and transport agreements in a manner compliant with Vietnam’s laws and ensuring equality, competitiveness, and transparency.

8. Be held accountable to all input data serving calculation of PPA prices and control fuel supply and transport agreements in a manner that ensure fuel origin is legitimate, of competitive prices, and transparent as per the law.

9. Cooperate with the Buyer in calculating annual rate differences in implementation of PPA in accordance with this Circular and requesting EVN to consider payment solutions.

Article 26. Responsibilities of fuel providers and fuel service providers

1. For gas fuel

a) Domestic gas fuel providers and service providers shall enter into GSPA, fuel supply agreements, gas transport agreements (GTA) in accordance with relevant laws.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



- Where delivery occurs at ports of export: Import price shall be gas prices applicable at delivery points at ports of export;

- Where delivery occurs at Vietnamese gas distribution stations or LNG ports, gas prices shall include purchase prices of gases, import LNG and reasonable, legitimate costs relating to the import (if any) such as import duties, financial expenses, insurance, profits, and other costs pertaining to import activities of fuel providers.

2. For coal fuel

Select coal transport service providers and enter into coal transport agreements in accordance with Vietnam's laws in a manner that ensures equality, competitiveness, and transparency.

Article 27. Amendment to PPA in case of amendment to policies, regulations promulgated by competent authority

1. Where policies and/or regulations promulgated by competent authority are amended in a way that negatively affect legitimate benefits of either party, the parties have the right to discuss and re-negotiate electricity generation prices.

2. Where competent authority (inspection, audit authority) conclude details pertaining to electricity generation prices and/or PPA, the parties shall discuss and re-negotiate electricity generation and PPA prices.

3. Where the Seller is assigned with investment in upgrade and renovation of work items on power lines and electrical substations according to planning, both parties have the right to additionally discuss and negotiate for specific connection prices to allow Developers of power plants to recover construction, administrative, operational, and maintenance costs as per the law.

4. Where active power plants require investment, renovation, and upgrade to meet national technical regulations on environment, the parties shall negotiate in order to include these costs in electricity generation prices of power plants. Calculation of electricity generation prices shall conform to methods agreed upon by the parties under signed PPA and be reported to Ministry of Industry and Trade.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



a) Scope of investment and operational procedures of ash, slag handling structures are approved by competent authority;

b) Entities for handling of ashes and slags of power plants must be selected in a manner that adheres to regulations and ensures competitiveness and transparency;

c) The parties shall settle ash and slag handling costs in accordance with practical situations of the previous year. Revenues generated by the sale of ashes and slags shall cover ash, slag handling costs and reduce electricity generation prices of power plants.

Article 28. Transition clause

1. Where PPAs have been signed before the effective date hereof, the parties shall continue to implement said PPAs until termination thereof.

2. Where electricity projects have entered into PPA in accordance with Circular No. 56/2014/TT-BCT, Circular No. 51/2015/TT-BCT and new electricity projects initiated before September 19 of 2017, the parties shall, when settled investment is available, request re-calculation of electricity generation prices depending on approved settled investment under Article 15 hereof.

3. Where power plants have entered into PPAs, the parties have the right to negotiate and discuss amendment to PPAs in accordance with this Circular.

4. For every phase of the electricity market, the parties are responsible for revising and amending clauses under PPAs accordingly.

Article 29. Entry into force

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



2. Annul Article 2 of Circular No. 31/2022/TT-BCT dated November 8 of 2022 of the Minister of Industry and Trade on amendment to Circular No. 57/2014/TT-BCT dated December 19 of 2014 of the Minister of Industry and Trade on methods and procedures for developing, promulgating electricity generation price range and Circular No. 57/2020/TT-BCT dated December 31 of 2020 of the Minister of Industry and Trade on methods for determining electricity generation price and power purchase agreement price.

3. Annul Circular No. 02/2023/TT-BCT dated January 19 of 2023 of the Minister of Industry and Trade on annulment to Circular No. 57/2020/TT-BCT dated December 31 of 2020 of the Minister of Industry and Trade methods for determining electricity generation price and power purchase agreement price.

4. Difficulties that arise during implementation must be reported to Ministry of Industry and Trade./.

 

 

PP. MINISTER
DEPUTY MINISTER




Nguyen Sinh Nhat Tan

 

APPENDIX I

PARAMETERS USED IN CALCULATION OF PPA PRICES
(Attached to Circular No. 07/2024/TT-BCT dated April 12 of 2024 of the Minister of Industry and Trade)

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Entry

Parameters

I

Economic life

 

1

Coal-fired thermal power plant

30 years

2

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



25 years

3

Hydroelectricity plant

 

3.1

Greater than 20 MW

40 years

3.2

From 3 MW to 20 MW

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



3.3

Less than 3 MW

25 years

4

Solar power plant

20 years

5

Wind power plant

20 years

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Waste-to-energy plant

20 years

7

Biomass power plant

20 years

II

Percentage of operating and maintenance costs of thermal power plant (%)

 

1

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 

1.1

Coal-fired thermal power plant

2,5%

1.2

Gas turbine combined cycle power plant

4,37%

1.3

Waste-to-energy plant

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



2

Percentage of personnel costs (knc)

 

2.1

Coal-fired thermal power plant

1,5%

2.2

Gas turbine combined cycle power plant

1,9%

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Waste-to-energy plant

0,7%

III

Percentage of operating and maintenance costs of hydroelectricity plant (%)

 

1

Percentage of major repair costs and other costs (kscl)

 

1.1

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



1,2%

1.2

Of a capacity scale from 151 MW to 300 MW

0,9%

1.3

Of a capacity scale of 301 MW or higher

0,6%

2

Percentage of personnel costs (knc)

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



2.1

Of a capacity scale of 150 MW or lower

0,8%

2.2

Of a capacity scale from 151 MW to 300 MW

0,5%

3.3

Of a capacity scale of 301 MW or higher

0,3%

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Average number of hours operating at maximum capacity in multiple years - Tmax (hours)

 

1

Coal-fired thermal power plant

6.500

2

Gas turbine combined cycle power plant

6.000

V

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 

1

Coal-fired thermal power plant

1,3%

2

Gas turbine combined cycle power plant

3%

VI

Percentage of annual repair and maintenance costs (%)

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



1

Coal-fired thermal power plant

0,8%

2

Gas turbine combined cycle power plant

0,8%

VII

Average inflation rate (%/year)

 

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Inflation rate of components of operating and maintenance costs depending on major repair costs

2,5%/year

2

Inflation rate of price components depending on other changes

2,5%/year

VIII

Average load of thermal power plant

85%

 

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



PROJECT FINANCIAL ANALYSIS FORMS
(Attached to Circular No. 07/2024/TT-BCT dated April 12 of 2024 of Minister of Industry and Trade)

Schedule 1 - Business result estimates

Unit: ………………

No.

Entry

Year N

Year N+1

Year N+2

...

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



I

Total income

 

 

 

 

 

1

Revenues generated by electricity sale

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 

 

 

 

2

Other benefits provided by the project (if any)

 

 

 

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 

3

Subsidization (if any)

 

 

 

 

 

II

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 

 

 

 

 

1

Depreciation of fixed assets

 

 

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 

 

2

Operating and maintenance costs

 

 

 

 

 

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Other costs (if any)

 

 

 

 

 

4

Loan interests

 

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 

 

 

III

Pre-tax profits (I) - (II)

 

 

 

 

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



IV

Corporate income tax

 

 

 

 

 

V

Post-tax profits (III) - (IV)

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 

 

 

 

Note: Revenues generated from electricity sale do not include VAT, water resource tax, licensing fees for extraction of water resources, forest environment fees, environmental protection fees in regard to solid wastes/industrial wastewater (applicable to thermal power plants) and other taxes (if any). Schedule 1 is produced from the year in which income is generated.

 

Schedule 2 - Capital accumulation and financial indicators

Unit: ………………

No.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



...

Year N-1

Year N

Year N+1

...

Total

I

Sources

 

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 

 

 

 

1

Revenues generated by electricity sale

 

 

 

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 

 

2

Other benefits provided by the project (if any)

 

 

 

 

 

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



3

Subsidization (if any)

 

 

 

 

 

 

4

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 

 

 

 

 

 

5

 Recovered value of working capital (calculated in the last year of the project)

 

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 

 

 

 

II

Usage

 

 

 

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 

 

1

Equity, loan capital (distributed by project schedule)

 

 

 

 

 

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



2

Other costs (if any)

 

 

 

 

 

 

3

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 

 

 

 

 

 

4

Loan interests

 

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 

 

 

 

5

Corporate income tax

 

 

 

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 

 

III

Capital accumulation (I) - (II)

 

 

 

 

 

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



IV

Discount capital accumulation

 

 

 

 

 

 

V

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 

 

 

 

 

 

Note: Revenues generated from electricity sale do not include VAT, water resource tax, licensing fees for extraction of water resources, forest environment fees, environmental protection fees in regard to solid wastes/industrial wastewater (applicable to thermal power plants) and other taxes (if any). Schedule 2 is produced from the year in which construction starts.

 

APPENDIX III

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM
Independence - Freedom - Happiness
----------------

POWER PURCHASE AGREEMENT

...................................POWER PLANT

 

 

Between

…………………… COMPANY

(THE SELLER)

 

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 

……………………… COMPANY

(THE BUYER)

 

 

AGREEMENT NO. ………./20.../HD-NMD-[name of Power plant]

 

 

 

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 

SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM
Independence - Freedom - Happiness
----------------

POWER PURCHASE AGREEMENT

Pursuant to the Law on Electricity dated December 3, 2004 and the Law on amendment to the Law on Electricity dated November 20, 2012;

Pursuant to the Law on Commerce dated June 14 of 2005;

Pursuant to the Civil Code dated November 24 of 2015;

Pursuant to Decree No. 137/2013/ND-CP dated October 21, 2013 of the Government elaborating the Law on Electricity and the Law on amendments to the Law on Electricity;

Pursuant to Circular No. ………… of Minister of Industry and Trade on operation of competitive electricity market; 1

Pursuant to Circular No. ………… of Minister of Industry and Trade on methods for determining electricity generation and PPA prices; 2

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



As of ………………… (date) at ………………(location) .

The parties include:

The Seller: _____________________________________________________

Address: ______________________________________________________

Phone:______________________________ Fax:___________________

Tax Identification Number:________________________________________

Account:____________________________Bank________________

______________________________________________________________

Represented by: ______________________________________________

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



The Buyer: (name of company)

Address: ______________________________________________________

Phone:______________________________ Fax:___________________

Tax Identification Number:________________________________________

Account:____________________________Bank________________

______________________________________________________________

Represented by: ______________________________________________

Position:_________________________ authorized by ____________ under document No. _______________________ , issued on__________________

Have reached an agreement regarding Power purchase agreement for …………… Power Plant (name of power plant) as follows:

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



For the purposes of this Agreement, the following terms shall have the meanings hereby assigned to them:

1. The Seller means the ……………Company owning the Power plant.

2. The Buyer means ………………

3. Connection point means …………

4. System and market operator means ………………………

5. National electrical system means ………………

6. Primary metering system means ………………..

7. Backup metering system means ……………

8. Agreement means this Power purchase agreement, including Appendices and amendments thereof.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



10. Fuel transport agreement means an agreement between Electric utility or fuel trading entity for the transportation of fuel to power plants, is signed in accordance with applicable laws, and guarantees competitive, transparent prices.

11. Liquefied natural gas (LNG) storage, regasification, and distribution agreement means an agreement between Electric utility or fuel trading entity and LNG storage investment, management entity for the purpose of storing, regasifying, distributing, and supplying gas for power plants and is signed in a manner compliant with applicable laws with competitive and transparent prices.

12. Dispatch order means order for commanding, controlling mode of operation of electrical system in real time.

13. Day means a calendar day.

14. Commercial operation date of generator group is ……………

15. Commercial operation date of Power plant is …………

(Where PPA is signed for power plant groups, commercial operation date is decided for each power plant).

16. Power plant is …………

17. Technical regulations and standards on electrical engineering mean …………

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



19. Regulations on competitive electricity market mean regulations on operation of competitive electricity market by levels decided by competent authority.

[The parties have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 2. Agreement effectiveness and effective period

1. Agreement effectiveness

The Agreement comes into force from the date on which legitimate representatives of the parties official sign the Agreement unless otherwise agreed.

2. Agreement effective period

Other than extension or termination of Agreement term, effective period of the Agreement starts from the date on which the Agreement enters into force until …… years inclusive after commercial operation date of the Power plant.

[The parties have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 3. Electricity sale and purchase

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



2. Agreement productivity: Conforms to Appendix V of the Agreement.

3. Electricity payment: On a monthly basis, the Buyer must pay the Seller in accordance with Appendix V hereof.

The parties shall negotiate and agree on implementation of payments that arise as a result of dispute resolution in accordance with Article 8 hereof.

(Where power plants cover fuel costs, the parties have the right to negotiate and amend details accordingly).

[The parties have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 4. Commitment

The parties hereby undertake:

1. Each party is legitimately established to operate in accordance with Vietnamese laws, entitled to signing and executing the Agreement, capable of conducting business activities, obtaining assets and executing Agreement obligations.

2. The signing and execution of Agreement of either party does not violate terms under regulation of the respective party, regulations of the law, decisions and judgments of the courts by which the party is regulated, and other contracts, agreements to which the party is a signatory.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



4. The parties are not the defendants in lawsuits filed in court or commercial arbitration or competent authority where the result of said lawsuits may drastically affect financial capability or the ability to fulfill the parties’ obligations under the Agreement or affect value and effectiveness of the Agreement.

5. The parties undertake to fulfill obligations and details under this Agreement.

[The parties have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 5. The Seller's obligations prior to commercial operation date

1. Requirements pertaining to licenses and written approval

a) The Seller must adhere to procedures in order to obtain necessary licenses and written approval from competent authority for the purpose of Power plant construction and operation; undertake to comply with and maintain eligibility of those licenses as per the law within effective period of the Agreement;

b) Within ……… days since the commercial operation date of generator groups and of Power plant, the Seller must send legitimate copies of documents mentioned under Section II of Appendix VII of the Agreement to the Buyer.

2. Reports on project schedule

a) The Seller undertakes to meet project schedule under Section I Appendix VII of the Agreement;

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



3. Connection, test, and operation

….

4. Commercial operation date

….

[The parties have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 6. Connection responsibility and metering system

1. Connection responsibility

The Seller has the responsibility to: …

a) negotiate, invest, manage, operate equipment for electricity connection, transmission, and delivery to the Buyer through delivery points in accordance with regulations on electricity transmission system promulgated by the Ministry of Industry and Trade, relevant technical regulations and standards in electrical sector;

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



2. Metering system

a) The Seller is responsible for investing, installing, managing, operating, maintaining, and periodically inspecting equipment of primary metering system and backup metering system in accordance with Regulations on electricity metering of the Ministry of Industry and Trade. Examination and inspection of metering equipment or verification of deviation of metering equipment must be conducted by competent or authorized organizations. All metering equipment must be sealed and lead-clamped following inspection;

b) Where necessary, a party has the right to request additional inspection or irregular inspection of metering equipment and system. The Seller is responsible for conducting examination, inspection at request of the Buyer. Where deviation of metering equipment subject to irregular examination and inspection exceeds the permissible limit, the Seller must incur irregular examination and inspection costs. Where deviation of metering equipment subject to irregular examination and inspection is within the permissible limit, the requesting party must incur irregular examination and inspection costs;

c) The Seller must send inspection or examination record and deviation values of metering equipment to the Buyer. The Seller must notify the Seller regarding the examination and inspection of metering system in advance. The Buyer is responsible for assigning witness to the examination, inspection, unsealing, sealing, and attachment of lead clamp of electric meter;

d) Where deviation of metering equipment exceeds the permissible limit set under Regulations on electricity metering of the Ministry of Industry and Trade, the Seller is responsible for calibrating or replacing the metering equipment. Where either party deems that metering equipment is damaged and/or not functioning, the party must immediately notify the other party and the Seller must examine and repair/replace said metering equipment;

dd) Electrical production is determined in accordance with Appendix II of the Agreement.

Where primary metering system is malfunctioning or deviation of primary metering system is higher than the required accuracy class, electrical production for sale and purchase between the parties during the period in which primary metering system is malfunctioning or deviation of primary metering system is higher than the required accuracy class shall be calculated and adjusted on the basis of measurement results of backup metering system of adequate accuracy class in order to determine electrical production for payment purposes. In this case, deviation of backup metering devices is converted to permissible deviation of primary metering equipment by deviation conversion method or system deviation. Where backup metering system also malfunctions or deviation of backup metering system also exceeds permissible limit, electrical production for sale and purchase between the parties shall be determined as follows:

(i) Where deviation of functioning primary metering system exceeds the permissible limit, electrical production for sale and purchase between the parties shall be determined by measurement reading of primary metering system converted to electrical production equivalent to 0% deviation on the basis that the highest deviation of metering equipment does not qualify for accuracy class determined by testing entities and written records or agreement between relevant parties;

(ii) Where primary metering system does not function, both parties shall rely on the situation and actual deviation of metering systems on the basis of records of inspecting entities and data acknowledged by the parties to agree on methods for calculating and determining electrical production that needs calibrating during period of inaccurate metering. In case of failure to agree on methods for calculating and determining electrical production that needs calibrating, the parties must settle disputes in accordance with Article 13 hereof.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



d) Where metering equipment is burnt or damaged, the Seller must replace or repair in the shortest amount of time possible so that metering equipment functions and meets technical requirements. Repaired or replacing equipment must be inspected as per the law before use.

[The parties have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 7. Dispatch and operation of Power plant

1. The Seller is responsible for adhering to regulations on dispatch and operation of Power plant in national electrical system in accordance with Regulations on electricity transmission system, Regulations on competitive electricity market, Procedures for national electrical system dispatch of the Ministry of Industry and Trade, technical regulations and standards on electrical sector, and other relevant documents. The Seller must carry out maintenance and operate generator groups of Power plant in accordance with technical characteristics under Appendix I and Appendix III hereof.

2. The Seller must install, operate, and carry out maintenance of equipment in order to synchronize Power plant with national electrical system. The Seller must adhere to Regulations on electricity transmission system of the Ministry of Industry and Trade, technical regulations and standards on electrical sector, and other relevant regulations when synchronizing Power plant with national electrical system.

3. Where operational method of national electrical system poses risks to primary equipment of Power plant and/or causes casualties to humans and equipment, the Seller has the right to isolate generator groups from national electrical system.

[The parties have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 8. Billing and payment

1. Electricity billing and payment

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



2. Disputes in payment

a) Where the Buyer disagrees with any or all amounts payable in electricity bill, the Buyer must issue notice on amounts specified in electricity bill and reasons for the disagreement before payment deadline. The Buyer must settle amounts payable not subject to the dispute before or at payment deadline;

b) Within …… days from the date on which notice on the dispute amounts, the Seller must respond the Buyer in writing. Where both parties disagree on the dispute amount, either party has the right to settle the dispute in accordance with Article 13 of the Agreement. Where disputes originate from information within payment listing of system and market operator, the parties must settle disputes in accordance with regulations on competitive electricity market of the Ministry of Industry and Trade.

c) Where a party does not file notice on amounts payable subject to dispute within …… days from the date on which invoice is issued, said party waives their right to file a complaint regarding amounts payable in the issued invoice.

[The parties have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

3. Interest calculation

Interest is calculated for:

a) Monthly electricity payment arrears;

b) Amounts payable in accordance with decision on dispute settlement under Article 13 of the Agreement;

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



[The parties have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

4. Compensation

[The parties have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 9. Events affecting Agreement execution and actions

1. Events affecting the Buyer’s ability to execute the Agreement

a) Events relating to dissolution, bankruptcy of the Seller, including:

(i) The Seller is dissolved (unless the Seller is consolidated or merged);

(ii) The Seller is incapable of settling debts due;

(iv) The Seller is transferred to or entirely merged with creditor’s company or merged for benefits of the creditor;

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



b) The Seller violates obligations under this Agreement and fails to rectify said violation within 90 days from the date on which the Buyer issues a notice on said violation;

c) The Seller is suspended under decision of competent authority.

2. Events affecting the Seller’s ability to execute the Agreement

a) Events relating to dissolution, bankruptcy of the Buyer, including:

(i) The Buyer is dissolved (unless the Buyer is consolidated or merged);

(ii) The Buyer is incapable of settling debts due;

(iii) The Buyer is transferred to or entirely merged with creditor’s company or merged for benefits of the creditor;

(iv) The court issues decision on initiation of bankruptcy procedures for the Buyer.

b) The Buyer violates obligations under this Agreement and fails to rectify said violation within 90 days from the date on which the Seller issues a notice on said violation;

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



3. Actions

a) Where events affecting a party’s ability to execute the Agreement, the affected party has the right to take actions defined under Article 10 hereof against the affecting party;

b) Actions defined under this Agreement do not cancel each other out and do not affect implementation of other actions.

[The parties have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 10. Termination

1. Bilateral termination

The parties have the right to negotiate in writing to reach an early termination of the Agreement. Where power plants participate in competitive electricity market in accordance with design of electricity market, the parties have the right to negotiate early termination of the agreement in accordance with documents of competent authority in order to sign PPA under new regulations.

2. Unilateral termination

a) Where an event affecting Agreement execution according to Point a and Point c of Clause 1; Point a and Point c Clause 2 Article 9 of this Agreement occurs and lasts to an extent that it affects a party to the Agreement, the affected party has the right to unilaterally terminate the Agreement after 90 days from the date on which they send a notice to the other party;

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



c) Where an event affecting a party’s ability to execute the Agreement in accordance with Point b Clause 1 and Point b Clause 2 Article 9 hereof occurs, the affected party has the right to unilaterally terminate the Agreement after 30 days from the date on which they send the notice.

[The parties have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 11. Compensation

1. The defaulting party must compensate the non-defaulting party for losses, damage, and costs incurred by the non-defaulting party in the performance of their rights and obligations under the Agreement. Damage calculation shall conform to the Civil Code.

2. Where compensation request is filed, the compensated party must immediately notify the compensating party in writing to identify the nature of the subject of compensation. The compensated party's failure to send the notice in a timely fashion does not affect the compensating party’s obligation to pay compensation unless such failure cause the compensating party to incur damage.

[The parties have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 12. Exemption from liability for violations

1. The defaulting party is exempt from liabilities where:

a) An event eligible for liability exemption agreed upon by the parties occurs;

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



c) Violation of a party is committed as a result of compliance with decision of competent authority which is unbeknownst to both parties at the time of signing the Agreement;

d) A force majeure occurs

Force majeure means an event or situation that is inevitable, beyond the control of a party, causes obstruction or delay to the partial or total performance of obligation of the party even when legitimate measures have been taken and includes but is not limited to:

i) Decision of the court or competent authority negatively affects a party’s ability to perform their obligation under the Agreement;

ii) Natural phenomena such as fire, explosion, drought, flood, volcanic eruption, earthquake, landslide, high tide, storm, tornado, typhoon, or similar events occur;

iii) Riot, strike, unrest, protest, conflicts, activities of declared or undeclared war, terrorism, destruction, embargo, quarantine, or similar events occur;

iv) Power plants or assets of the Seller are nationalized, removed of ownership, or confiscated under decision of competent authority;

v) The Seller is rejected from issuance of necessary licensing, approving documents by competent authority despite having complied with legal obligations relevant to the issuance of said licensing, approving documents.

2. Notification and verification of exemption from liability

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



b) Where exemption from liability ends, the violating party must immediately notify the other party; failure to notify the non-violating party in a timely manner shall result in the violating party be required to pay damages;

c) The violating party must prove their eligibility for exemption from liability to the non-violating party.

3. Exemption from liability as a result of force majeure, refusal of Agreement execution in case of force majeure

a) The party that violates the Agreement as a result of force majeure is responsible for regularly providing reports on implementation of measures for rectifying the force majeure or other information at legitimate request of the non-violating party to the non-violating party to prove the process of force majeure; informing the other party about the time of termination of force majeure within 48 hours from the moment in which force majeure ceases unless communication is lost;

b) The party affected by the force majeure is only eligible for exemption from liability relating to their failure to fulfill Agreement obligations in a timely manner as a result of the force majeure after notifying and attempting to rectify in accordance with Point a of this Clause;

c) In the event of a force majeure, where a party is obstructed from perform Agreement obligations for at least 180 days, either party has the right to unilaterally terminate the Agreement in accordance with Point b Clause 2 Article 10 hereof.

[The parties have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 13. Dispute settlement

1. In case of dispute between parties to the Agreement, the disputing party must inform the other party about details of the dispute in writing. The parties are responsible for settling disputes via negotiation within 60 days from the date on which the disputing party sends the notice. In respect of disputes concerning fee payment, the parties must negotiate within 15 days. The parties have the right to discuss the extension of negotiation duration in writing.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



[The parties have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 14. Electrical sector restructuring and transfer of rights and obligations

1. Electrical sector restructuring and transfer of rights and obligations at the Buyer

The parties shall negotiate the situations in which the Buyer must be restructured, reorganized, dissolved, or having electricity purchase capacity phased out for the purpose of implementing plans for remodeling electricity sector in all levels of competitive electricity market in accordance with roadmap approved by the Prime Minister or later amendments. Where competent authority issues decisions on reorganizing, restructuring, or dissolving, the Buyer has the right to partially or entirely transfer their rights and obligations under the Agreement without approval of the Seller to inheriting entity or entities decided by competent authority and such entities are responsible for executing legitimate rights and obligations of the Buyer as per the law.

The Seller must issue documents approving all transfer or authorizing implementation of rights and obligations under this Agreement of the Buyer.

2. Transfer of rights and obligations of the Seller

The Seller has the right to transfer their rights and obligations under the Agreement to inheriting entity or entities only when the Seller and the Buyer have agreed upon such transfer in writing in advance. Such written agreement must not deny the transfer or authorization of the Seller without reasons, unless the Seller is allowed to authorize or transfer any or all their rights and obligations under the Agreement pertaining to funding or other financial arrangement to Power plant without discussing with the Buyer. This Agreement remains effective to warrant benefits and the performance of obligations of inheriting entities, authorized entities, transferred entities of the Seller.

3. Transition phase of competitive electricity market

If competitive electricity market is replaced by a different market model according to decision of competent authority during effective period of the Agreement, the parties must negotiate to amend or replace this Agreement in order to adhere to the new market model as long as electricity generation prices for the parties do not change.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Article 15. Storing documents and providing information

1. Storing documents

The parties have the obligation to store documents, data, instruments, or necessary information to determine veracity of invoices, prices, or calculations under the Agreement or to determine whether the parties have adhered to the Agreement.

2. Providing information

Each party is responsible for providing data, documents, and necessary instruments within a reasonable extent to the other party in order to determine veracity of invoices, fees, or other calculations under the Agreement or to determine whether the parties have adhered to the Agreement.

[The parties have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 16. Other costs

Each party is responsible for incurring taxes and fees or debts that arise in the performance of the Agreement. The parties undertake that this Agreement does not include electricity transmission costs, electricity distribution costs, or other similar costs and each party is responsible for incurring these costs as per the law.

[The parties have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



1. Authorized representative

Authorized representatives of the Seller and the Buyer in the Agreement are:

The Seller:

____________________________

____________________________

The Buyer:

____________________________

____________________________

2. Information exchange

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



The Seller:

____________________________

____________________________

The Buyer:

____________________________

____________________________

b) Notices, invoices, or information exchange sent via methods detailed under Point a of this Clause are deemed to be delivered and received:

(i) When the delivery is made in case of direct delivery;

(ii) When registered mail is signed in case of delivery via registered mail;

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



(iv) When the authority issue documents confirming the receipt in case of delivery via regular mail.

[The parties have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 18. Confidentiality

Each party has the obligation to secure information and documents provided by the other party under the Agreement and refrain from disclosing or using such documents, information for purposes other than the performance of the party under the Agreement, except when:

1. The information and documents are disclosed or used as per the law.

2. The information and documents are provided to competent authority at their request.

3. The information and documents do not originate from parties to the Agreement.

[The parties have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 19. Law applied and language of PPA

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Language in use in the PPA shall be Vietnamese. The parties may negotiate for addition of PPA in the English language.

Article 20. Other agreements

1. Agreement amendment

All amendments to the Agreement must be discussed and agreed by the parties in writing.

2. Final Agreement

This Agreement is the final agreement between the parties and replaces all discussion, communication, and exchanges that take place prior to the signing of this Agreement.

3. Third party

This Agreement only serves benefits of the Seller and the Buyer and does not create benefits or obligations of a third party.

4. Individual responsibility

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



5. Waive rights

A party’s waiver of their rights according to the Agreement must be recorded in writing which must be signed by authorized representative of the party. A party’s failure to exercise their rights in a timely manner must not be construed as waiver of such rights.

6. Remaining obligation

The cancellation, termination, or expiry of the Agreement does not constitute termination of remaining obligations of the parties under the Agreement.

7. Severability

Where a part of the Agreement does not adhere to the Law or is voided according to decision of competent authority, other parts of the Agreement remain effective so long as such parts are complete without the voided part.

[The parties have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

This Agreement shall be executed in 9 counterparts of equal value, 4 of which shall be held by each party. The Buyer must send 1 counterpart to Electricity Regulatory Authority of Vietnam./.

 

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



SELLER’S REPRESENTATIVE
(Title)
(Seal and signature)
(Full name)

 

Appendix I

PRIMARY PARAMETERS OF POWER PLANTS

(Attached to the Agreement No. ____ , dated ____)

Including descriptions, illustrations, and technical characteristics of Power plant

(Primary parameters of Power plant will be re-verified after signing contracts for procurement of primary equipment of Power plant.)

 

Appendix II

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



(Attached to the Agreement No. ____ , dated ____)

I. INSTALLATION LOCATION AND FUNCTION OF METERING SYSTEM

1. Installation location of metering system

2. Functions of metering system must conform to Circular on electricity metering of the Ministry of Industry and Trade.

II. TECHNICAL REQUIREMENTS OF METERING SYSTEM

Technical requirements of metering equipment, metering circuits, lead sealing measures, and meter data collection and reading system must conform to regulations on electricity metering published by the Ministry of Industry and Trade.

III. METERING LOCATION

The parties hereby agree to use the following metering locations:

Primary metering location:

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Backup metering location 2:

Metering location serving electricity market operation and data reconciliation:

IV. METHODS FOR DETERMINING DELIVERED ELECTRICAL PRODUCTION

1. Delivered electrical production

a) Electrical production for which the Seller is paid in the month is calculated using formula:

  AG =

AG: Electrical production for which the Buyer pays the Seller in the month, (kWh).

b) Electrical production which the Seller receives from national electrical system in the month is calculated using formula:

  AN =

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



AN: Electrical production received from grid via metering points in the month (kWh).

2. During period of competitive electricity market, monthly delivery of electricity must conform to regulations on electricity metering in competitive electricity market promulgated by the Ministry of Industry and Trade.

 

Appendix III

AGREEMENT ON OPERATIONAL CHARACTERISTICS

(Attached to the Agreement No. ____ , dated ____)

 

Appendix IV

AGREEMENT ON SCADA/EMS, COMMUNICATION, PROTECTIVE RELAY AND AUTOMATED SYSTEMS

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 

Appendix V

ELECTRICITY SALE AND PURCHASE PRICES, ELECTRICITY PAYMENT

(Attached to the Agreement No. ____ , dated ____)

I. ELECTRICITY GENERATION PRICES

1. PPA prices

PPA prices of power plants at the time of payment for electricity bill of month t, year j are PC,j t (VND/kWh) and are determined using formula below:

Where:

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



FOMCj,t: Means operating and maintenance costs of month t, year j (VND/kWh);

: Means variable costs of month t, year j (VND/kWh).

of hydroelectricity, wind power, solar power plants equals 0.

1.1. Fixed costs:

Average fixed costs (not including VAT) are …… (VND/kWh);

Annual fixed costs FCi (VND/kWh) from commercial operation date until expiry of economic life of power plant (not including VAT) conform to schedule below:

Year number

1

2

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



4

...

...

Fixed costs (VND/kWh)

 

 

 

 

 

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



1.2. Operating and maintenance costs:

Operating and maintenance costs of month t and year j are determined using formula below:

Where:

: Means components of operating and maintenance costs depending on major repair costs and other costs in year j (VND/kWh);

: Means components of operating and maintenance costs depending on personnel costs in month t and year j (VND/kWH).

a) Components of operating and maintenance costs depending on major repair costs and other costs of year j  (VND/kWh) are determined using formula below:

Where:

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



i: Means inflation rate of components of operating and maintenance costs depending on major repair costs and other costs according to this Circular;

*: Means number of year of payment from Base year (with Base year l =1).

b) Components of operating and maintenance costs depending on personnel costs of month t and year j  (VND/kWh) are determined using formula below:

- Where salaries included in calculation of electricity pricing equal regional minimum wages:

Where:

: Means components of operating and maintenance costs depending on personnel costs of Base year of …… (VND/kWh);

Lmin,j,t: Means regional minimum wages at the time of payment of month t and year j (VND/month);

Lmin,b: Means regional minimum wage of Base year of …… (VND/month).

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Where:

: Means components of operating and maintenance costs depending on personnel costs of Base year (VND/kWh);

: Means inflation rate of components of operating and maintenance costs depending on personnel costs determined by ratio of CPI of the year (j-1) to that of the year (j-2) published by the General Statistics Office of Vietnam in December of the year (j-1) and up to 2,5%/year;

*: Number of payment year since the Base year (with Base year l =1, i1=0).

1.3. Variable costs:

Variable process of month t and year j  (VND/kWh) are determined using formula below:

Where:

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



: Means components of variable costs depending on changes to secondary fuel costs of power plant in month t, year j (VND/kWh);

: Means components of variable costs adjusted by other variations of power plants of year j (VND/kWh);

: Means transportation costs for primary fuel of power plant in month t, year j (VND/kWh).

a) Components of variable costs depending on changes of primary fuel costs:

Components of variable costs depending on changes to primary fuel costs of power plant in month t year j  (VND/kWh) are determined using formula below:

Where:

: Means average heat rate (HHV) of ………… kcal/kWh or kJ/kWh or BTU/kWh;

: means primary fuel costs of payment period calculated using weighted mean of quantity of invoices under PPA in the last …… months (not including VAT);

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



kHR: Means adjustable factor for average net heat rate regarding actual operating conditions such as coolant temperature, ambient temperature, humidity, load negotiated by the parties or in actual operation from operation cycle to operation cycle;

kHS: Means percentage of capacity reduction in year j (%);

*: Means number of commercial operation years which is rounded down from the commercial operation date of power plant.

b) Components of variable costs depending on changes to secondary fuel costs:

Components of variable costs depending on changes to secondary fuel costs of power plant in month t year j  (VND/kWh) are determined using formula below:

Where:

: Means components of variable costs depending on changes to secondary fuel costs of power plant in Base year of …… (VND/kWh);

kHS: Means percentage of capacity reduction in year j (%);

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



: Means secondary fuel costs for electricity generation including costs for transporting fuel to power plants at the time of payment of month t and year j …… (VND/kg);

: Means secondary fuel costs for electricity generation in Base year of …… (VND/kg).

c) Components of variable costs depending on other variations:

Components of variable costs depending on other changes of power plant in year j  (VND/kWh) are determined using formula below:

Where:

: Components of variable costs depending on other changes of power plants in Base year of … (VND/kWh);

kHS: Means percentage of capacity reduction in year j (%);

*: Means number of commercial operation years of power plant (from commercial operation date of power plant where the first commercial operation year starting from the first commercial operation date of the first generator group, l = 1);

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



i: Inflation rates of components of variable costs depending on other changes according to this Circular.

d) Transportation costs for primary fuel:

Transportation costs of primary fuel of power plant in month t of year j  (VND/kWh) are determined using formula below:

Where:

: Means average heat rate (HHV) of ………… kcal/kWh or kJ/kWh or BTU/kWh.

kHR: Means adjustable factor for average net heat rate regarding actual operating conditions such as coolant temperature, ambient temperature, humidity, load negotiated by the parties or in actual operation from operation cycle to operation cycle;

kHS: Means percentage of capacity reduction in year j (%);

*: Means number of year of commercial operation of power plants;

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Where components of transport, LNG storage, gas regasification and distribution costs cannot be separated in fuel sale and purchase agreements, primary fuel costs shall include transportation costs for primary fuel. In this case, transportation costs for primary fuel equals 0.

Where primary fuel is not delivered to power plant in the payment month, transportation costs for primary fuel equal transportation costs for primary fuel of the latest ……… month(s) where primary fuel delivery is made;

Select fuel providers, fuel transport service providers and enter into fuel supply and transport agreements in a manner compliant with Vietnam’s laws and ensuring equality, competitiveness, and transparency.

2. Specific prices:

Specific connection prices PDT (not including VAT) are …… VND/kWh or VND/kW or VND/month.

Slag and ash treatment prices PTX (not including VAT) are …… VND/kWh.

II. ELECTRICAL PRODUCTION UNDER AGREEMENT

1. Average electrical production in multiple years [at delivery points of power plan] within the term of the Agreement of the Power plant is … (million kWh).

2. Annual and monthly contractual production shall be verified and signed by the parties in accordance with regulation on competitive electricity market.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



III.1. Before commercial operation date

In case of test run and commissioning costs before commercial operations: the parties shall negotiate in accordance with Article 4 of this Circular.

IIII.2. After commercial operation date

1. Where power plant has not participated in competitive electricity market or has indirectly participated in competitive electricity market with periods of non-participation according to decision of competent authority or market intervention:

Electricity payment (Rtt) of power plant is calculated as follows:

Rtt = Rt x (1 + VAT)

Where:

Rt: Means electricity payment of month t and year j and does not include VAT (VND);

Rt = (PC,j,t x Qm,j,t + Rk + Rđt + RTh)

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Qm,j,t : Means electrical production at delivery points of power plant (kWh);

Rk: Other costs (VND), including:

Costs paid for generator groups serving test depending on test schedule approved by System and market operators, determined by: (i) Electrical production measured from test generator group throughout duration of the test and (ii) Variable costs defined under Section I of this Appendix;

Adjustable payments (if any) (VND);

Other costs negotiated by the parties.

Rdt: Means total specific costs payable according the Agreement determined by specific connection prices (PDT) and slag and ash treatment costs (PTX) according to Section I of this Appendix (VND).

RTh: Means total taxes, fees, amounts payable in the month in accordance with relevant law provisions agreed between the parties (and legitimate instruments) (VND);

VAT: Means value-added tax according to regulations of the Government (%).

Where the Power plant is subject to multiple Agreements between the Seller and the Buyers, amounts payable Rt (not including VAT) shall be determined and distributed by the Seller to the Buyers according to delivered electrical production in the month (billing cycle) published by System and market operator.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



2. Where Power plant has officially participated competitive electricity market

2.1. Difference in total amounts payable under Agreement in month t is determined using formula below:

Where:

: Means difference in total amounts payable under Agreement in month t (VND) not including VAT;

D: Means total number of days in month t;

d: Means number of trading days in month t;

l: Means total number of billing cycle of trading days d;

i: Means billing cycle i of trading days d;

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



FMPd,i: Means full market price applied to Electric utility in billing cycle i, day d in month t (VND/kWh);

: Means contractual production in billing cycle i, day d in month t (kWh).

2.2. Total amounts payable under the Agreement include:

a) Interest of late payment according to Article 8 of the Agreement;

b) Variable amounts payable (if any);

c) Other costs negotiated by the parties.

2.3. Other amounts payable of Power plant [entering into PPA with the Buyer] are determined as follows:

a) Difference in electrical production between electrical production measured in the month and electrical production measured in billing cycles in the month according to regulation on competitive electricity market conforms to rate defined under PPA PC,i,t defined under Section I of this Appendix;

b) Where thermal power generator groups or 1 boiler must be suspended to reduce capacity in accordance with regulation on competitive electricity market:

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Activation costs corresponding to activation costs are negotiated by the parties from ingredients, auxiliary materials, etc. as follows [……].

c) Where Power plant contains test generator groups appropriate to test schedule approved by System and market operator, amounts payable for electrical production produced by Power plant according to regulation on competitive electricity production are determined as follows:

- Test generator groups: Using variable costs under Section I Appendix V of the Agreement;

- Non-test generator groups: Using PPA prices under Section I Appendix V of the Agreement.

d) Where Power plant contains generator groups participating in approved AGC test or other test at request of System and market operator: Amounts payable corresponding to electrical production according to regulation on competitive electricity market are determined by PPA prices under Section I Appendix V of the Agreement;

dd) Other amounts payable according to regulation on competitive electricity market.

Other amounts payable according to regulation competitive electricity market under section 2.3 are allocated to the Buyers by the Seller depending on electrical production delivered in the month (billing cycle) published by the System and market operator.

2.4. Total specific costs payable according the Agreement are determined by specific connection prices (PDT) and slag and ash treatment costs (PTX) according to Section I of this Appendix (VND).

Total specific costs pay able under section 2.4 are calculated and allocated to the Buyers by the Seller depending on proportion of electrical production delivered in the month (billing cycle) published by the System and market operator.

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



Rtt = (RTT,t + RC,t + RC,k,HD + RC,k,TT + Rđt + RTh) x (1+VAT)

Where:

RTT,t: Means total market payment according to monthly payment schedule provided by System and market operator (VND);

RC,t: Means total difference in electricity payment under Agreement in month t (VND) determined by Clause 2.1 of this Section (VND);

RC,k,HD: Means total other amounts payable according to the Agreement (VND) determined by Clause 2.2 of this Section;

RC,k,TT: Means total other electricity payments according to regulations on competitive electricity market (VND) determined by Clause 2.3 of this Section;

Rdt: Means total specific costs payable in the month according to the Agreement determined by Clause 2.4 of this Section (VND);

RTh: Means total taxes, fees, and amounts payable in the month in accordance with relevant law provisions calculated and allocated to the Buyers by the Seller depending on proportion of electrical production delivered in the month (legitimate instruments attached) (VND);

VAT: Means value-added tax determined by regulations of the Government (%).

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



2.6. Difference in FED rates: On an annual basis, depending on total loans in foreign currency, repayment plan for loans in foreign currency, actual principal repaid, conversion rate agreed by the parties in electricity generation pricing, and conversion rate of the previous year, the parties shall calculate the difference in conversion rates.

Difference in FED rates (VND) is calculated using the formula below:

Where:

m: Means number of foreign currency types in electricity generation pricing agreed upon by the parties (type);

n: Means number of principal installments of foreign currency i (installment);

Di,j: Means number of principal loan in foreign currency i paid in installment j in year of calculation;

λi,j: Means conversion rate in installment j of foreign currency i in the year (.../VND);

λi,b: Means conversion rate of foreign currency i agreed upon by the parties in electricity generation pricing (.../VND);

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



 

Appendix VI

PRIMARY PARAMETERS IN CALCULATION OF ELECTRICITY GENERATION PRICES

(Attached to the Agreement No. ____ , dated ____)

 

Appendix VII

PROJECT SCHEDULE

(Attached to the Agreement No. ____ , dated ____)

I. PROJECT SCHEDULE

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



[...]

2. Initial date of interconnect test:

[...]

3. Date of initial circuit closing:

[...]

4. Date of test:

[...]

5. Commercial operation date of generator group i:

[...]

...

...

...

Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents.



[...]

II. DOCUMENTS PROVIDED TO THE BUYER BY THE SELLER

The Seller must provide legitimate copies of the following documents to the Buyer to acknowledge commercial operation date: …

 

1 Các bên hiệu chỉnh theo tên văn bản có hiệu lực tại thời điểm ký Hợp đồng

2 Các bên hiệu chỉnh theo tên văn bản có hiệu lực tại thời điểm ký Hợp đồng

Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên!


Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản.
Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,...


Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây


Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên!


Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản.
Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,...


Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây


Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên!


Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản.
Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,...


Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây


Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên!


Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản.
Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,...


Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây


Thông tư 07/2024/TT-BCT ngày 12/04/2024 quy định về phương pháp xác định giá phát điện, hợp đồng mua bán điện do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành

Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên!


Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản.
Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,...


Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây


3.283

DMCA.com Protection Status
IP: 44.222.104.206