Nghị định 57/2025/NĐ-CP về cơ chế mua bán điện trực tiếp

• Số hiệu: 57/2025/NĐ-CP
• Loại văn bản: Nghị định
• Nơi ban hành: Chính phủ
• Người ký: Bùi Thanh Sơn
• Ngày ban hành: 03/03/2025

CHÍNH PHỦ -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: 57/2025/NĐ-CP	Hà Nội, ngày 03 tháng 3 năm 2025

NGHỊ ĐỊNH

QUY ĐỊNH CƠ CHẾ MUA BÁN ĐIỆN TRỰC TIẾP GIỮA ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO VÀ KHÁCH HÀNG SỬ DỤNG ĐIỆN LỚN

Căn cứ Luật Tổ chức Chính phủ ngày 18 tháng 02 năm 2025;

Căn cứ Luật Điện lực ngày 30 tháng 11 năm 2024;

Theo đề nghị của Bộ trưởng Bộ Công Thương;

Chính phủ ban hành Nghị định quy định cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn.

Chương I

QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1. Phạm vi điều chỉnh

Nghị định này quy định về cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn.

Điều 2. Đối tượng áp dụng

1. Đối tượng mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng bao gồm:

a) Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo;

b) Khách hàng sử dụng điện lớn.

2. Đối tượng mua bán điện trực tiếp thông qua Lưới điện quốc gia bao gồm:

a) Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo từ gió hoặc mặt trời hoặc sinh khối có công suất từ 10 MW trở lên đấu nối vào hệ thống điện quốc gia trực tiếp tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh;

b) Khách hàng sử dụng điện lớn phục vụ mục đích sản xuất hoặc Khách hàng sử dụng điện lớn phục vụ mục đích kinh doanh dịch vụ sạc điện cho phương tiện giao thông sử dụng điện mua điện từ Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực và các Đơn vị bán lẻ điện đấu nối cấp điện áp từ 22 kV trở lên;

c) Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được Khách hàng sử dụng điện lớn quy định tại điểm b khoản này ủy quyền mua điện từ các Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực, ký kết Hợp đồng kỳ hạn điện với Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo (sau đây viết tắt là Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền).

3. Các đối tượng khác:

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

b) Đơn vị truyền tải điện;

c) Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực và các Đơn vị bán lẻ điện khác;

d) Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

Điều 3. Giải thích từ ngữ

Trong Nghị định này các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:

1. Chu kỳ giao dịch là 30 phút, tính từ thời điểm bắt đầu của mỗi 30 phút trong ngày giao dịch.

2. Công ty Điện lực là Công ty trực thuộc, công ty con của Tổng công ty Điện lực.

3. Điện mặt trời mái nhà là điện được sản xuất từ các tấm quang điện theo nguyên lý biến đổi từ quang năng thành điện năng được lắp đặt trên mái nhà của công trình xây dựng, kết nối với thiết bị điện và phục vụ cho hoạt động phát điện.

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

5. Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo là đơn vị điện lực sở hữu nhà máy điện năng lượng tái tạo quy định tại khoản 14 Điều 4 của Luật Điện lực số 61/2024/QH15.

6. Đơn vị bán lẻ điện tại khu công nghiệp, khu kinh tế, khu chế xuất, cụm công nghiệp, khu công nghệ cao, khu công nghệ thông tin tập trung, khu nông nghiệp ứng dụng công nghệ cao và các mô hình tương tự khác do cơ quan có thẩm quyền quy định (sau đây viết tắt là Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm) là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực bán lẻ điện tại khu, cụm này.

7. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện là đơn vị thực hiện quyền và nghĩa vụ của Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia và Đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện theo quy định tại Luật Điện lực (hiện nay là Công ty TNHH MTV Vận hành hệ thống điện và thị trường điện Quốc gia - NSMO).

8. Hợp đồng mua bán điện trên thị trường giao ngay là hợp đồng áp dụng cho việc mua bán điện của từng nhà máy điện bao gồm các nội dung chính quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Nghị định này.

9. Khách hàng sử dụng điện là cơ quan, tổ chức, cá nhân mua điện để sử dụng, không bán lại cho cơ quan, tổ chức, cá nhân khác.

10. Khách hàng sử dụng điện lớn là khách hàng sử dụng điện có công suất và sản lượng tiêu thụ lớn theo quy định của Bộ trưởng Bộ Công Thương phù hợp với từng thời kỳ phát triển của hệ thống điện.

11. Lưới điện kết nối riêng là hệ thống đường dây tải điện trên không hoặc cáp điện ngầm, máy biến áp và trang thiết bị phụ trợ được liên kết với nhau để truyền dẫn điện hoặc phần lưới điện kết nối riêng giữa hệ thống điện mặt trời mái nhà do Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo đầu tư, lắp đặt, xây dựng và vận hành, bán điện trực tiếp cho Khách hàng sử dụng điện lớn, trừ trường hợp các bên có thỏa thuận khác.

12. Lưới điện quốc gia là hệ thống đường dây tải điện trên không hoặc cáp điện ngầm, máy biến áp và trang thiết bị phụ trợ được liên kết với nhau để truyền dẫn điện trên lãnh thổ nước Cộng hòa xã hội chủ nghĩa Việt Nam.

13. Năm N là năm hiện tại, được tính theo năm dương lịch.

14. Năm N+1 là năm liền kề sau năm hiện tại, được tính theo năm dương lịch.

15. Năm N-1 là năm liền kề trước năm hiện tại, được tính theo năm dương lịch.

16. Năm N-2 là năm liền trước năm N-1, được tính theo năm dương lịch.

17. Sản lượng điện dư là phần sản lượng điện của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo phát vào lưới điện quốc gia hoặc lưới điện của các mô hình khu, cụm khi không bán hết sản lượng điện cho Khách hàng sử dụng điện lớn thông qua lưới điện kết nối riêng.

18. Tháng M là tháng hiện tại, được tính theo tháng dương lịch.

19. Tháng M-1 là tháng liền trước tháng hiện tại, được tính theo tháng dương lịch.

20. Tổng công ty Điện lực là Tổng công ty Điện lực miền Bắc, Tổng công ty Điện lực miền Nam, Tổng công ty Điện lực miền Trung, Tổng công ty Điện lực thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh.

Điều 4. Các cơ chế mua bán điện trực tiếp

Mua bán điện trực tiếp là hoạt động mua bán điện năng được thực hiện giữa Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và Khách hàng sử dụng điện lớn, thực hiện thông qua 02 hình thức sau:

1. Mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng là hoạt động ký hợp đồng mua bán điện và giao nhận điện năng trực tiếp qua lưới điện kết nối riêng giữa Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và Khách hàng sử dụng điện lớn theo quy định tại Chương II Nghị định này.

2. Mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện quốc gia là hoạt động mua bán điện và giao nhận điện năng giữa Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và Khách hàng sử dụng điện lớn (hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền) theo quy định tại Chương III Nghị định này bao gồm:

a) Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo bán toàn bộ điện năng sản xuất trên thị trường điện giao ngay của thị trường bán buôn điện cạnh tranh;

b) Khách hàng sử dụng điện lớn (hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền) ký Hợp đồng kỳ hạn điện với Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo;

c) Khách hàng sử dụng điện lớn (hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền) ký hợp đồng mua bán điện với Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực để mua toàn bộ điện năng đáp ứng nhu cầu sử dụng điện.

Điều 5. Các yêu cầu chung đối với Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và Khách hàng sử dụng điện lớn

1. Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và Khách hàng sử dụng điện lớn phải tuân thủ quy định của pháp luật về: quy hoạch, đầu tư (thuộc trách nhiệm của Chủ đầu tư công trình nguồn điện, bao gồm sự phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực quốc gia, phương án phát triển mạng lưới cấp điện trong quy hoạch tỉnh, kế hoạch thực hiện quy hoạch phát triển điện lực quốc gia, kế hoạch thực hiện quy hoạch tỉnh trong đó có nội dung về phương án phát triển mạng lưới cấp điện, kế hoạch sử dụng đất tại địa phương nơi có công trình thực hiện và các quyết định điều chỉnh (nếu có)); quy định về cấp giấy phép hoạt động điện lực (thuộc trách nhiệm của Chủ đầu tư công trình nguồn điện); quy định về an toàn điện trong xây dựng, vận hành (phát điện, truyền tải điện, phân phối điện) và an toàn trong sử dụng điện; quy định về xây dựng, đất đai, bảo vệ môi trường và an toàn phòng chống cháy, nổ; quy định tại hợp đồng mua bán điện; quy định về mua bán điện và các quy định khác của pháp luật có liên quan.

2. Đối với khách hàng sử dụng điện lớn

a) Tại thời điểm nộp hồ sơ tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp:

Đối với Khách hàng sử dụng điện lớn đã sử dụng điện từ 12 tháng trở lên: tổng sản lượng điện tiêu thụ bình quân trong 12 tháng gần nhất (xác định căn cứ trên tổng sản lượng điện mua từ một Tổng công ty Điện lực (hoặc đơn vị được ủy quyền, phân cấp), Công ty Điện lực) không thấp hơn mức sản lượng tiêu thụ điện của khách hàng sử dụng điện lớn tại Quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.

Đối với Khách hàng sử dụng điện lớn có thời gian sử dụng điện dưới 12 tháng: Sản lượng điện đăng ký tính theo sản lượng tiêu thụ điện dự kiến mua từ một Tổng công ty Điện lực (hoặc đơn vị được ủy quyền, phân cấp), Công ty Điện lực và không thấp hơn mức sản lượng tiêu thụ điện của khách hàng sử dụng điện lớn tại Quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.

b) Điều kiện để khách hàng sử dụng điện lớn tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp năm N+1:

Đối với Khách hàng sử dụng điện lớn tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp dưới 12 tháng: được tiếp tục tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp năm N+1.

Đối với Khách hàng sử dụng điện lớn đã tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp từ 12 tháng trở lên: phải có sản lượng tiêu thụ điện bình quân từ tháng 11 năm N-1 đến hết tháng 10 năm N (xác định căn cứ trên tổng sản lượng điện mua từ một Tổng công ty Điện lực (hoặc đơn vị được ủy quyền, phân cấp), Công ty Điện lực) không thấp hơn mức sản lượng tiêu thụ điện của khách hàng sử dụng điện lớn tại Quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.

Chương II

MUA BÁN ĐIỆN TRỰC TIẾP QUA LƯỚI ĐIỆN KẾT NỐI RIÊNG

Điều 6. Nguyên tắc mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng

1. Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và Khách hàng sử dụng điện lớn thực hiện mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng theo các nguyên tắc sau đây:

a) Hợp đồng mua bán điện giữa Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và Khách hàng sử dụng điện lớn do hai bên thỏa thuận phù hợp với quy định tại Điều 44 của Luật Điện lực và quy định khác của pháp luật có liên quan, bao gồm các nội dung chính sau: Thông tin của các bên; mục đích sử dụng; tiêu chuẩn và chất lượng dịch vụ; quyền và nghĩa vụ của các bên; giá điện, phương thức và thời hạn thanh toán; điều kiện chấm dứt hợp đồng; trách nhiệm do vi phạm hợp đồng; thời hạn của hợp đồng; trách nhiệm đầu tư, xây dựng, quản lý vận hành lưới điện kết nối riêng; các nội dung khác do hai bên thỏa thuận;

b) Giá bán điện do các bên tự đàm phán thỏa thuận và không vượt mức giá tối đa của khung giá phát điện của loại hình nguồn điện tương ứng.

2. Trừ trường hợp quy định tại khoản 3 và khoản 4 Điều này, sản lượng điện dư của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo bán cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực. Sản lượng điện dư và giá mua bán sản lượng điện dư do hai bên thỏa thuận nhưng không vượt quá mức giá tối đa của khung giá phát điện loại hình tương ứng.

3. Sản lượng điện dư của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo đầu tư, lắp đặt hệ thống điện mặt trời mái nhà bán cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực không quá 20% sản lượng điện thực phát. Giá mua bán sản lượng điện dư là giá điện năng thị trường điện bình quân của năm trước liền kề do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố và không vượt quá mức giá tối đa của khung giá phát điện của loại hình điện mặt trời mặt đất.

4. Trường hợp Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo đầu tư, lắp đặt hệ thống điện mặt trời mái nhà bán điện trực tiếp cho Khách hàng sử dụng điện lớn nằm trong các mô hình khu, cụm và bán sản lượng điện dư cho đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm, phần sản lượng điện dư và giá mua bán sản lượng điện dư do hai bên thỏa thuận nhưng không vượt quá mức giá tối đa của khung giá phát điện của loại hình điện mặt trời mặt đất.

5. Ngoài các hoạt động mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng quy định tại các khoản 1 Điều này, để đảm bảo cung cấp đủ điện theo nhu cầu sử dụng điện, Khách hàng sử dụng điện lớn được mua điện từ Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm theo quy định hiện hành.

Điều 7. Trách nhiệm của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo

1. Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo có trách nhiệm tuân thủ quy định tại Điều 59 của Luật Điện lực và các quy định sau đây:

a) Thực hiện các quy định về điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia, hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng do Bộ Công Thương ban hành;

b) Thực hiện các quy định về an toàn trong phát điện quy định tại Điều 71 của Luật Điện lực và các văn bản hướng dẫn;

c) Thực hiện các quy định về an toàn trong truyền tải điện, phân phối điện quy định tại Điều 72 của Luật Điện lực và các văn bản hướng dẫn;

d) Thực hiện quy định của pháp luật về đầu tư, xây dựng, đất đai, phòng cháy chữa cháy, phòng chống cháy, nổ, bảo vệ môi trường, an toàn điện công trình điện và các quy định khác của pháp luật có liên quan.

2. Ngoài các trách nhiệm quy định tại khoản 1 Điều này, Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo đầu tư, lắp đặt hệ thống điện mặt trời mái nhà bán điện trực tiếp cho khách hàng sử dụng điện lớn tại các mô hình khu, cụm có trách nhiệm thỏa thuận với Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm về chi phí cung cấp dịch vụ sử dụng lưới điện trong phạm vi các mô hình khu, cụm phù hợp với quy định của pháp luật.

Điều 8. Trách nhiệm của Khách hàng sử dụng điện lớn

1. Khách hàng sử dụng điện lớn có trách nhiệm tuân thủ quy định tại Điều 66 của Luật Điện lực và các quy định sau đây:

a) Thực hiện các quy định về an toàn trong sử dụng điện quy định tại Điều 73 và Điều 74 của Luật Điện lực và các văn bản hướng dẫn có liên quan;

b) Trường hợp khách hàng sử dụng điện lớn đầu tư, quản lý vận hành trạm điện và hạ tầng lưới điện, khách hàng sử dụng điện lớn có trách nhiệm tuân thủ Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về an toàn điện; tuân thủ quy định về bảo vệ công trình điện lực và an toàn trong lĩnh vực điện lực và có đội ngũ quản lý, vận hành lưới điện được đào tạo về chuyên ngành điện; được huấn luyện, sát hạch và cấp thẻ an toàn điện theo quy định.

2. Ngoài các trách nhiệm quy định tại khoản 1 Điều này, Khách hàng sử dụng điện lớn tại các mô hình khu, cụm mua điện trực tiếp từ Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo đầu tư, lắp đặt hệ thống điện mặt trời mái nhà có trách nhiệm thỏa thuận, thống nhất để sửa đổi hợp đồng mua bán điện hiện hữu với Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm để đảm bảo cung cấp sản lượng điện theo nhu cầu của Khách hàng sử dụng điện lớn.

Chương III

MUA BÁN ĐIỆN TRỰC TIẾP THÔNG QUA LƯỚI ĐIỆN QUỐC GIA

Mục 1. ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO BÁN ĐIỆN TRÊN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIAO NGAY

Điều 9. Hợp đồng mua bán điện giữa Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và Tập đoàn Điện lực Việt Nam

1. Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo có trách nhiệm thỏa thuận và ký kết hợp đồng mua bán điện trên thị trường điện giao ngay theo các nội dung chính quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Nghị định này.

2. Ngoài các nội dung theo quy định tại khoản 1 Điều này, Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo được bổ sung nội dung khác của hợp đồng mua bán điện trên thị trường điện giao ngay để làm rõ trách nhiệm, quyền hạn của các bên nhưng không trái với quy định tại Nghị định này và các quy định khác của pháp luật có liên quan.

Điều 10. Chào giá, lập lịch huy động, tính toán thanh toán, kiểm tra đối soát bảng kê thanh toán

1. Hoạt động chào giá của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo để chào bán toàn bộ công suất vào thị trường điện giao ngay trong thị trường bán buôn điện cạnh tranh được thực hiện theo Quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.

2. Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo dự báo công suất của nhà máy điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới theo quy định về dự báo năng lượng tái tạo tại Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành.

3. Căn cứ bản chào giá ngày tới, bản chào giá chu kỳ giao dịch tới của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm so sánh, đối chiếu với giá trị công suất dự báo từ các nguồn dự báo độc lập khác, lập lịch huy động các nhà máy điện theo Quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành và các quy định khác của pháp luật có liên quan.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập bảng kê tính toán khoản doanh thu của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo trên thị trường điện giao ngay trong chu kỳ giao dịch, chu kỳ thanh toán và công bố theo theo thời gian biểu tại Quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.

5. Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo có trách nhiệm kiểm tra, đối soát, xác nhận bảng kê trên Trang thông tin điện tử thị trường điện theo Quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 11. Giá thị trường điện giao ngay

Giá thị trường điện giao ngay là giá thị trường điện toàn phần được xác định trong từng chu kỳ giao dịch của thị trường điện giao ngay và được xác định bằng tổng của giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường theo Quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 12. Thanh toán của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo

Khoản thanh toán của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo bán điện trên thị trường điện giao ngay được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

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

Q_mq(i): Sản lượng điện năng đo đếm của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

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

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

FMP_(i): Giá thị trường điện giao ngay trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).

Điều 13. Trình tự, thủ tục thanh toán

1. Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (hoặc đơn vị được ủy quyền) thực hiện các công tác lập, công bố, đối soát xác nhận bảng kê trên thị trường điện giao ngay theo Quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.

2. Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (hoặc đơn vị được ủy quyền) thực hiện thanh toán bao gồm: lập hồ sơ thanh toán, hiệu chỉnh hóa đơn, thanh toán, hiệu chỉnh thanh toán và các công tác khác theo thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện đã ký giữa hai bên.

Mục 2. KHÁCH HÀNG SỬ DỤNG ĐIỆN LỚN MUA ĐIỆN TỪ TỔNG CÔNG TY ĐIỆN LỰC, CÔNG TY ĐIỆN LỰC

Điều 14. Nguyên tắc chung

1. Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền mua điện từ các Tổng công ty Điện lực (hoặc đơn vị được ủy quyền, phân cấp), Công ty Điện lực để đáp ứng toàn bộ nhu cầu sử dụng điện.

2. Trường hợp sản lượng tiêu thụ điện của Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc sản lượng mua điện của Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền trong một chu kỳ giao dịch không lớn hơn sản lượng thực phát của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo đã được phân bổ cho Khách hàng sử dụng điện lớn (hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền) và quy đổi về điểm giao nhận của Khách hàng sử dụng điện lớn (hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền) trong chu kỳ giao dịch đó, toàn bộ sản lượng tiêu thụ điện của Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc sản lượng mua điện của Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền thanh toán theo các thành phần chi phí sau đây:

a) Chi phí điện năng theo giá thị trường điện giao ngay áp dụng cho Đơn vị mua buôn điện theo Quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành có tính tới tổn thất điện năng trên lưới điện truyền tải và lưới điện phân phối;

b) Chi phí sử dụng dịch vụ hệ thống điện, bao gồm các dịch vụ sau: truyền tải điện, phân phối - bán lẻ điện, điều độ vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện, điều hành - quản lý ngành;

c) Chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch theo quy định tại Phụ lục IV ban hành kèm theo Nghị định này.

3. Trường hợp sản lượng tiêu thụ điện của Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc sản lượng mua điện của Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền trong một chu kỳ giao dịch lớn hơn sản lượng thực phát của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo đã được phân bổ cho Khách hàng sử dụng điện lớn (hoặc đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền) và quy đổi về điểm giao nhận của Khách hàng sử dụng điện lớn (hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền) trong chu kỳ giao dịch đó, toàn bộ sản lượng tiêu thụ điện của Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc sản lượng mua điện của Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền thực hiện thanh toán như sau:

a) Phần sản lượng tiêu thụ điện của Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc sản lượng mua điện của Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền không cao hơn sản lượng thực phát của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo đã được phân bổ cho Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền và quy đổi về điểm giao nhận của Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền trong chu kỳ giao dịch đó được thanh toán theo quy định tại khoản 2 Điều này;

b) Phần sản lượng tiêu thụ điện của Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc sản lượng mua điện của Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền chênh lệch so với sản lượng của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo được thanh toán bằng giá bán lẻ điện áp dụng cho nhóm khách hàng tương ứng về đối tượng, mục đích sử dụng, cấp điện áp và thời gian sử dụng điện trong ngày theo Quy định về khung giá của mức giá bán lẻ điện bình quân do Thủ tướng Chính phủ ban hành.

Điều 15. Hợp đồng mua bán điện giữa Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền với các Tổng công ty Điện lực, Công ty điện lực

1. Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền và Tổng công ty Điện lực (hoặc đơn vị được ủy quyền, phân cấp), Công ty Điện lực đàm phán, thỏa thuận và ký kết Hợp đồng mua bán điện theo các nội dung chính quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Nghị định này.

2. Ngoài các nội dung theo quy định tại khoản 1 Điều này, Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền và Tổng công ty Điện lực (hoặc đơn vị được ủy quyền, phân cấp), Công ty Điện lực được bổ sung nội dung khác của hợp đồng mua bán điện để làm rõ trách nhiệm, quyền hạn của các bên nhưng không trái với quy định tại Nghị định này và các quy định khác của pháp luật có liên quan.

Điều 16. Thanh toán giữa Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền và Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực

1. Tổng chi phí mua điện của Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền từ Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực trong mỗi kỳ thanh toán của năm N theo Hợp đồng mua bán điện ký kết giữa hai bên được xác định theo công thức sau:

C_KH = C_ĐN + C_DPPA + C_CL + C_BL

Trong đó:

C_KH: Tổng chi phí mua điện của Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền từ Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực (đồng);

C_ĐN: Chi phí điện năng thanh toán theo giá thị trường điện (đồng), được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này;

C_DPPA: Chi phí sử dụng dịch vụ hệ thống điện (đồng), được xác định theo quy định tại khoản 4 Điều này;

C_CL: Chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch (đồng), được xác định tại Phụ lục IV ban hành kèm theo Nghị định này;

C_BL: Chi phí mua điện trong mỗi chu kỳ giao dịch theo giá bán lẻ điện quy định tại điểm b khoản 3 Điều 14 Nghị định này (đồng), cụ thể:

Trong đó:

P_BL(i): Giá bán lẻ điện hiện hành trong chu kỳ giao dịch i do Bộ Công Thương ban hành (đồng/kWh);

Q_KH(i): Sản lượng tiêu thụ thực tế của Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc sản lượng mua điện của Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền trong chu kỳ i (kWh);

Q_KHhc(i): Điện năng tiêu thụ hiệu chỉnh của Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc sản lượng mua điện của Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền trong chu kỳ giao dịch i (kWh), được xác định như sau:

Q_KHhc(i) = MIN (Q_KH(i); Q_m(i))

Trong đó Q_m(i) là sản lượng thực phát của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo quy đối về điểm giao nhận điện của Khách hàng sử dụng điện lớn, được xác định như sau:

Trong đó:

Q_mq(i): Sản lượng điện năng đo đếm của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo trong chu kỳ giao dịch (i);

k: Hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trong chu kỳ giao dịch i được tính toán và xác định theo Quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành;

K_PP: Hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối trong năm N, xác định tại khoản 3 Điều này.

δ: Tỷ lệ phần trăm (%) sản lượng điện năng Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo thống nhất phân bổ cho Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền trong chu kỳ giao dịch i, xác định theo quy định tại điểm đ khoản 1 Điều 26 Nghị định này.

2. Thành phần chi phí điện năng theo giá thị trường điện trong mỗi kỳ thanh toán của năm N (C_ĐN) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong kỳ thanh toán (tương ứng với chu kỳ giao dịch của thị trường điện giao ngay);

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

Q_KHhc(i): Điện năng tiêu thụ hiệu chỉnh của Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc sản lượng mua điện của Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền trong chu kỳ giao dịch i (kWh), được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này;

CFMP_(i): Giá mua điện của Tổng công ty Điện lực trên thị trường điện giao ngay trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh), xác định theo Quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành;

K_PP: Hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối năm N, xác định theo quy định tại khoản 3 Điều này.

3. Hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối (K_PP) trong năm N được xác định theo phương pháp sau (sử dụng số liệu tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối của Tổng công ty Điện lực năm N-2 để tính toán):

a) Trường hợp Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền mua điện ở cấp điện áp từ 22kV đến dưới 110kV, K_PP được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

L_HV (%): Tỷ lệ tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối tại cấp điện áp từ 110kV trở lên năm N-2;

L_MV (%): Tỷ lệ tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối từ 22kV đến dưới 110kV năm N-2.

b) Trường hợp Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền mua điện ở cấp điện áp từ 110kV trở lên, K_PP được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

L_HV (%): Tỷ lệ tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối tại cấp điện áp từ 110kV trở lên năm N-2.

4. Chi phí sử dụng dịch vụ hệ thống điện (C_DPPA) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán (tương ứng với chu kỳ giao dịch của thị trường điện giao ngay);

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

Q_{KHhc (i)}: Điện năng tiêu thụ hiệu chỉnh của Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc sản lượng mua điện của Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền trong chu kỳ giao dịch i (kWh), được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này;

C_DPPAđv: Chi phí sử dụng dịch vụ hệ thống điện tính cho một đơn vị điện năng của năm N (đồng/kWh), bao gồm chi phí sử dụng các dịch vụ: truyền tải điện, phân phối - bán lẻ điện, điều độ vận hành hệ thống điện, điều hành giao dịch thị trường điện lực, điều hành - quản lý ngành và được xác định bằng tổng chi phí và lợi nhuận của các khâu truyền tải điện, phân phối - bán lẻ điện, điều độ vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện lực, điều hành - quản lý ngành chia cho tổng sản lượng điện thương phẩm trong nước của các Tổng công ty Điện lực với số liệu tính toán được lấy bằng các số liệu tương ứng tại phương án giá bán lẻ điện bình quân hằng năm của năm N do Tập đoàn Điện lực Việt Nam xây dựng và đã được cơ quan có thẩm quyền kiểm tra, rà soát và cho ý kiến theo quy định tại Cơ chế điều chỉnh mức giá bán lẻ điện bình quân do Chính phủ ban hành.

Trường hợp chưa có phương án giá bán lẻ điện bình quân hằng năm của năm N do Tập đoàn Điện lực Việt Nam xây dựng và được cơ quan có thẩm quyền kiểm tra, rà soát và cho ý kiến theo quy định tại Cơ chế điều chỉnh mức giá bán lẻ điện bình quân do Chính phủ ban hành, Chi phí C_DPPAđv được tạm tính bao gồm chi phí sử dụng các dịch vụ: truyền tải điện, phân phối - bán lẻ điện, điều độ vận hành hệ thống điện, điều hành giao dịch thị trường điện lực, điều hành - quản lý ngành trên cơ sở các số liệu theo kết quả chi phí sản xuất kinh doanh điện năm N-2 được công bố công khai với lợi nhuận các khâu này được xác định bằng vốn chủ sở hữu nhân với tỷ suất lợi nhuận tương ứng tại phương án giá bán lẻ điện bình quân hiện hành năm N-2 và chia cho tổng sản lượng điện thương phẩm trong nước của các Tổng công ty Điện lực tại phương án giá bán lẻ điện bình quân hằng năm của năm N-2.

Sau khi số liệu C_DPPAđv tính toán theo phương án giá bán lẻ điện bình quân hằng năm của năm N được công bố, Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền và Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực có trách nhiệm quyết toán chi phí sử dụng dịch vụ hệ thống điện cho các kỳ thanh toán đã thực hiện từ đầu năm cho đến trước kỳ thanh toán có số liệu C_DPPAđv tính toán theo phương án giá bán lẻ điện bình quân hằng năm của năm N.

5. Trường hợp phát sinh khoản chênh lệch sản lượng điện năng theo chỉ số đo điện năng và do làm tròn số thập phân trong quá trình tính toán thanh toán trên thị trường điện, việc tính toán chi phí cho phần sản lượng điện năng chênh lệch này được xác định bằng sản lượng điện năng chênh lệch theo từng biểu giá thời gian (3 biểu giá) nhân với giá bán lẻ điện áp dụng cho đối tượng, mục đích sử dụng, cấp điện áp, thời gian sử dụng trong ngày theo Quy định về thực hiện giá bán điện của pháp luật về điện lực (đồng/kWh).

6. Ngoài các chi phí mua điện liên quan đến hoạt động mua bán điện trực tiếp quy định tại Nghị định này, trường hợp giữa Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền và Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực có hoạt động mua bán điện khác, thì các bên có trách nhiệm đàm phán, thỏa thuận và thực hiện thanh toán theo quy định tại Hợp đồng mua bán điện đã ký giữa hai bên và quy định khác của pháp luật có liên quan.

Mục 3. KHÁCH HÀNG SỬ DỤNG ĐIỆN LỚN HOẶC ĐƠN VỊ BÁN LẺ ĐIỆN TẠI CÁC MÔ HÌNH KHU, CỤM ĐƯỢC ỦY QUYỀN MUA ĐIỆN TỪ ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO

Điều 17. Hợp đồng kỳ hạn điện

1. Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền thực hiện đàm phán, ký kết Hợp đồng kỳ hạn điện trên cơ sở các nội dung chính quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Nghị định này.

2. Thời hạn của Hợp đồng kỳ hạn điện, giá hợp đồng và sản lượng điện cam kết trong Hợp đồng kỳ hạn điện cho các chu kỳ giao dịch trong tương lai do hai bên thỏa thuận, thống nhất.

3. Giá tham chiếu trong Hợp đồng kỳ hạn điện là giá thị trường điện giao ngay do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán, công bố theo Quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh được Bộ Công Thương ban hành.

4. Ngoài các nội dung theo quy định tại khoản 1, khoản 2 và khoản 3 Điều này, Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền có quyền bổ sung nội dung khác của Hợp đồng kỳ hạn điện để làm rõ trách nhiệm, quyền hạn của các bên nhưng không trái với quy định tại Nghị định này và các quy định khác của pháp luật có liên quan.

Điều 18. Thanh toán giữa Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền và Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo

Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền và Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo thực hiện tính toán, thanh toán sản lượng điện cam kết trong hợp đồng kỳ hạn điện theo công thức sau:

Trong đó:

R_c: Doanh thu theo hợp đồng kỳ hạn điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);

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

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

P_c(i): Giá cam kết trong hợp đồng kỳ hạn điện (đồng/kWh);

FMP_(i): Giá tham chiếu trong Hợp đồng kỳ hạn điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

Q_c(i): Sản lượng điện cam kết trong Hợp đồng kỳ hạn điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh).

Mục 4. TRÁCH NHIỆM CỦA CÁC ĐƠN VỊ

Điều 19. Trách nhiệm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam

1. Thỏa thuận, ký kết Hợp đồng mua bán điện với Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo khi nhận được văn bản đề nghị bán điện và các tài liệu liên quan từ Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo theo quy định pháp luật có liên quan.

2. Tính toán các thông số quy định tại Điều 16 Nghị định này, bao gồm:

a) Hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối (K_PP) năm N;

b) Chi phí sử dụng dịch vụ hệ thống điện tính cho một đơn vị điện năng của năm N (C_DPPAđv) áp dụng đối với Khách hàng sử dụng điện lớn của Tổng công ty Điện lực năm N theo quy định tại khoản 4 Điều 16 Nghị định này;

c) Trường hợp chi phí sử dụng dịch vụ hệ thống điện tính cho một đơn vị điện năng của năm N áp dụng đối với Khách hàng sử dụng điện lớn của Tổng công ty Điện lực công bố trước ngày 15 tháng 12 năm N-1 được tính toán theo kết quả kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện năm N-2 được công bố công khai, trong thời hạn 10 ngày kể từ ngày phương án giá bán lẻ điện bình quân hằng năm của năm N được cơ quan có thẩm quyền kiểm tra, rà soát và cho ý kiến theo Quy định tại cơ chế điều chỉnh mức giá bán lẻ điện bình quân do Chính phủ ban hành, cập nhật chi phí sử dụng dịch vụ hệ thống điện tính cho một đơn vị điện năng của năm N quy định tại điểm b khoản này;

d) Chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch tính cho một đơn vị điện năng của năm N (C_CLđv) áp dụng đối với Khách hàng sử dụng điện lớn của Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực năm N theo quy định tại Phụ lục IV ban hành kèm theo Nghị định này.

3. Trước ngày 15 tháng 12 năm N-1, báo cáo Bộ Công Thương kết quả tính toán các thông số theo quy định tại khoản 2 Điều này và gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để công bố trên trang thông tin điện tử thị trường điện.

4. Trước ngày 20 tháng 3 năm N, gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thông tin về chi phí sử dụng dịch vụ hệ thống điện (C_DPPA) và chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch (C_CL) trong 05 năm gần nhất để công bố trên trang thông tin điện tử thị trường điện.

Điều 20. Trách nhiệm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

1. Quản trị việc đăng ký tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và Khách hàng sử dụng điện lớn qua lưới điện quốc gia, đảm bảo tổng công suất năng lượng tái tạo không được vượt quá tổng công suất năng lượng tái tạo theo từng loại hình nguồn điện quy định tại Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia đã được phê duyệt và các văn bản điều chỉnh có liên quan (nếu có).

2. Thực hiện vận hành hệ thống điện và thị trường điện tuân thủ theo Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng; Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia và Quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành và các quy định khác của pháp luật có liên quan.

3. Thực hiện phân bổ sản lượng thực phát của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo quy đổi cho Khách hàng sử dụng điện lớn (tại điểm giao nhận) theo nguyên tắc quy định tại khoản 1 Điều 16 Nghị định này, bảo đảm tổng các giá trị sản lượng điện thực phát (tại điểm giao nhận) phân bổ trong từng chu kỳ giao dịch không vượt quá sản lượng đo đếm của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo trong chu kỳ giao dịch tương ứng.

4. Trước ngày 05 tháng M, công bố danh sách và sản lượng điện năng tiêu thụ tháng M-1 của các Khách hàng sử dụng điện lớn tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện quốc gia.

5. Trước ngày 05 tháng M, công bố danh sách và sản lượng điện năng phát tháng M-1 của các Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện quốc gia.

6. Trước ngày 15 tháng 11 của năm N-1, trên cơ sở danh sách Khách hàng sử dụng điện lớn không đủ điều kiện tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp năm N do Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực gửi, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tổng hợp danh sách, báo cáo Bộ Công Thương.

7. Trước ngày 30 tháng 11 năm N-1, công bố Danh sách Khách hàng sử dụng điện lớn không đủ điều kiện tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện quốc gia năm N.

8. Trước ngày 20 tháng 01 năm N, thực hiện công bố số liệu giá thị trường điện áp dụng cho đơn vị bán điện (FMP) và giá thị trường điện áp dụng cho đơn vị mua điện (CFMP) của 05 năm vận hành gần nhất.

9. Giám sát và báo cáo Bộ Công Thương các vấn đề phát sinh, các hành vi có dấu hiệu vi phạm trong quá trình thực hiện cơ chế mua bán điện trực tiếp.

Điều 21. Trách nhiệm của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo

1. Đầu tư xây dựng và đưa vào vận hành thương mại nhà máy điện đảm bảo đúng tiến độ cam kết trong hồ sơ đăng ký tham gia mua bán điện trực tiếp.

2. Đăng ký tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh; tuân thủ Quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.

3. Chấm dứt hợp đồng mua bán điện hiện hữu để tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp.

4. Ký kết Hợp đồng mua bán điện trên thị trường điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (hoặc đơn vị được ủy quyền); ký kết Hợp đồng kỳ hạn điện với Khách hàng sử dụng điện lớn (hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền).

5. Thống nhất tỷ lệ phần trăm (%) sản lượng điện Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo phân bổ cho Khách hàng sử dụng điện lớn theo nguyên tắc quy định tại điểm đ khoản 1 Điều 26 Nghị định này.

6. Cung cấp thông tin về tình hình thực hiện, các vấn đề phát sinh, vướng mắc trong quá trình triển khai thực hiện mua bán điện trực tiếp theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền.

Điều 22. Trách nhiệm của Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực

1. Thỏa thuận, ký kết Hợp đồng mua bán điện với Khách hàng sử dụng điện lớn tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp (hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền) trong thời hạn 07 ngày làm việc kể từ ngày nhận được đầy đủ văn bản đề nghị mua điện và các tài liệu liên quan từ Khách hàng sử dụng điện lớn (hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền) theo quy định pháp luật có liên quan.

2. Đầu tư, lắp đặt hệ thống đo đếm điện năng (gồm hệ thống đo đếm chính và hệ thống đo đếm dự phòng), hệ thống thu thập dữ liệu đo đếm từ xa tại các vị trí đo đếm giao nhận điện năng với Khách hàng sử dụng điện lớn (hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền) và quản lý, thu thập đầy đủ số liệu đo đếm đồng thời gửi số liệu về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để phục vụ tính toán, thanh toán theo quy định, trừ trường hợp hai bên có thỏa thuận khác.

3. Trước ngày 10 tháng 11 của năm N-1, rà soát và lập danh sách Khách hàng sử dụng điện lớn (trong phạm vi quản lý) không đủ điều kiện tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp năm N, gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

4. Trước ngày 15 tháng 11 năm N-1, báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam tỷ lệ tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối tại cấp điện áp từ 22kV đến dưới 110kV và từ 110kV trở lên năm N-2 của Tổng công ty Điện lực.

5. Theo dõi thông tin về Khách hàng sử dụng điện lớn tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp (trong phạm vi quản lý).

6. Cung cấp thông tin về tình hình thực hiện, các vấn đề phát sinh, vướng mắc trong quá trình triển khai thực hiện theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền.

Điều 23. Trách nhiệm của Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm

1. Thỏa thuận với Khách hàng sử dụng điện lớn về chi phí cung cấp dịch vụ sử dụng lưới điện trong phạm vi các mô hình khu, cụm (từ công tơ mua điện tổng của Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền đến công tơ bán lẻ điện cho Khách hàng sử dụng điện lớn) phù hợp với quy định của pháp luật trong thời hạn 30 ngày kể từ ngày nhận được văn bản đề nghị và đầy đủ hồ sơ kèm theo của Khách hàng sử dụng điện lớn.

2. Chấm dứt hợp đồng mua bán điện đã ký với Khách hàng sử dụng điện lớn (trước khi khách hàng tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện quốc gia) trong thời hạn 07 ngày làm việc kể từ ngày thống nhất với Khách hàng sử dụng điện lớn về chi phí cung cấp dịch vụ sử dụng lưới điện trong phạm vi các mô hình khu, cụm trừ trường hợp quy định tại khoản 3 Điều này.

3. Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được Khách hàng sử dụng điện lớn ủy quyền theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều 2 Nghị định này có trách nhiệm:

a) Thống nhất ký hợp đồng mua bán điện với Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực theo quy định tại khoản 2 Điều 24 Nghị định này;

b) Sửa đổi hợp đồng mua bán điện hiện hữu với Khách hàng sử dụng điện lớn trong thời hạn 30 ngày kể từ ngày nhận được văn bản đề nghị và các tài liệu liên quan từ Khách hàng sử dụng điện lớn theo quy định pháp luật có liên quan để đảm bảo cung cấp sản lượng điện theo nhu cầu của Khách hàng sử dụng điện lớn;

c) Thống nhất chi phí cung cấp dịch vụ sử dụng lưới điện trong phạm vi các mô hình khu, cụm quy định tại khoản 1 Điều này, chi phí phát sinh từ các hợp đồng kỳ hạn điện ký với Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, hợp đồng mua bán điện với Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực sau khi đã thỏa thuận, thống nhất với Khách hàng sử dụng điện lớn ủy quyền.

Điều 24. Trách nhiệm của Khách hàng sử dụng điện lớn

1. Thống nhất tỷ lệ phần trăm (%) sản lượng điện Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo phân bổ cho Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền theo nguyên tắc quy định tại điểm đ khoản 1 Điều 26 Nghị định này.

2. Trường hợp Khách hàng sử dụng điện lớn mua bán điện với Tổng công ty Điện lực (hoặc đơn vị được ủy quyền, phân cấp), Công ty Điện lực:

a) Đàm phán, ký kết Hợp đồng mua bán điện với Tổng công ty Điện lực (hoặc đơn vị được ủy quyền, phân cấp), Công ty Điện lực, Hợp đồng kỳ hạn điện với Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo;

b) Cung cấp thông tin về tình hình thực hiện, các vấn đề phát sinh, vướng mắc trong quá trình triển khai thực hiện theo yêu cầu của cơ quan có thẩm quyền.

3. Trường hợp Khách hàng sử dụng điện lớn ủy quyền cho Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm mua bán điện với Tổng công ty Điện lực (hoặc đơn vị được ủy quyền, phân cấp), Công ty Điện lực, Khách hàng sử dụng điện lớn thực hiện đàm phán, thỏa thuận về việc:

a) Thống nhất sửa đổi hợp đồng mua bán điện hiện hữu với Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền để đảm bảo cung cấp sản lượng điện theo nhu cầu của Khách hàng sử dụng điện lớn;

b) Thống nhất chi phí cung cấp dịch vụ sử dụng lưới điện trong phạm vi các mô hình khu, cụm quy định tại khoản 1 Điều 23 Nghị định này, chi phí phát sinh từ các Hợp đồng kỳ hạn điện ký với Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, hợp đồng mua bán điện với Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực sau khi đã thỏa thuận, thống nhất với Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền.

4. Trong quá trình tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp, trường hợp các thông tin theo quy định tại khoản 1 và khoản 2 Điều 26 Nghị định này thay đổi, Khách hàng sử dụng điện lớn có trách nhiệm thông báo bằng văn bản cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực.

Chương IV

TRÌNH TỰ THỰC HIỆN VÀ CHẾ ĐỘ BÁO CÁO

Điều 25. Trình tự tham gia mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng

1. Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo hoặc Chủ đầu tư dự án phát điện năng lượng tái tạo thực hiện các quy định liên quan đến quy hoạch, đầu tư, xây dựng, cấp giấy phép hoạt động điện lực đối với dự án, công trình nguồn, lưới để bán điện trực tiếp cho Khách hàng sử dụng điện lớn tuân thủ quy định tại khoản 1 Điều 5 Nghị định này.

2. Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và Khách hàng sử dụng điện lớn tự đàm phán, thỏa thuận và ký kết hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Điều 6 Nghị định này.

3. Khách hàng sử dụng điện lớn tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng báo cáo bằng văn bản về việc ký kết hợp đồng mua bán điện với Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo (kèm theo bản sao hợp đồng mua bán điện) tới Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương tại địa phương như sau:

a) Phương thức gửi: trực tiếp hoặc qua đường dịch vụ bưu chính;

b) Nội dung chính bao gồm: Thông tin về việc ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp giữa Khách hàng sử dụng điện lớn và Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo; thông tin của Khách hàng sử dụng điện lớn (địa điểm cơ sở tiêu thụ điện, mục đích sử dụng điện, hiện trạng sử dụng điện (nếu có) và giá mua bán điện tại Hợp đồng mua bán điện hiện có; hiện trạng của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo (loại hình nhà máy điện, công suất, hiện trạng nhà máy điện và giá mua bán điện tại Hợp đồng mua bán điện hiện có.

4. Khách hàng sử dụng điện lớn tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng thông báo bằng văn bản (kèm theo bản sao hợp đồng mua bán điện giữa Khách hàng sử dụng điện lớn và Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo) tới Tổng công ty Điện lực, Công ty điện lực (hoạt động trên địa bàn) và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện bằng phương thức gửi trực tiếp hoặc qua đường dịch vụ bưu chính.

Điều 26. Trình tự tham gia mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện quốc gia

1. Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền và Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo quy định tại khoản 2 Điều 2 Nghị định này có thỏa thuận tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp qua lưới điện quốc gia thì Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền gửi hồ sơ đăng ký tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trực tiếp hoặc qua đường dịch vụ bưu chính, bao gồm:

a) Văn bản đề nghị tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp;

b) Văn bản thỏa thuận nguyên tắc ký kết giữa Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền, bao gồm: các thông tin về Hợp đồng kỳ hạn điện giữa hai bên theo quy định tại Điều 17 Nghị định này, kế hoạch dự kiến chấm dứt hợp đồng mua bán điện hiện hữu của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo để tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp;

c) Báo cáo hiện trạng của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo (loại hình nhà máy điện, công suất, hiện trạng nhà máy, cơ sở hạ tầng để tham gia thị trường điện và giá điện tại hợp đồng mua bán điện hiện hữu);

d) Thông tin của Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền (địa điểm cơ sở tiêu thụ điện, mục đích sử dụng điện, hiện trạng sử dụng điện (nếu có), cơ sở hạ tầng để tham gia thị trường điện và giá điện tại hợp đồng mua bán điện hiện hữu (nếu có));

đ) Văn bản thống nhất tỷ lệ phần trăm (%) sản lượng điện Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo phân bổ cho Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền và không vượt quá 100% đối với trường hợp 01 Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo ký hợp đồng kỳ hạn điện với 01 Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền. Trường hợp 01 Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo ký hợp đồng kỳ hạn điện với nhiều Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc nhiều Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền, tổng các tỷ lệ phần trăm (%) sản lượng điện Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo phân bổ cho Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền không vượt quá 100%.

2. Khách hàng sử dụng điện lớn trong các mô hình khu, cụm hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền theo quy định tại khoản 2 Điều 2 Nghị định này bổ sung các tài liệu sau:

a) Văn bản thỏa thuận thống nhất với các Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực về trách nhiệm lắp đặt công tơ đo đếm của Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền mua bán điện trực tiếp đáp ứng các điều kiện kỹ thuật theo quy định;

b) Trường hợp chấm dứt hợp đồng với Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm: Văn bản thỏa thuận thống nhất với Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm về việc dự kiến chấm dứt hợp đồng mua bán điện đã ký giữa hai bên khi tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp và chi phí cung cấp dịch vụ sử dụng lưới điện trong phạm vi các mô hình khu, cụm theo quy định tại khoản 1 Điều 23 Nghị định này;

c) Trường hợp tiếp tục hợp đồng với Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm: Văn bản ủy quyền của Khách hàng sử dụng điện lớn và văn bản thỏa thuận về việc sửa đổi hợp đồng mua bán điện với Khách hàng sử dụng điện lớn để tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp và chi phí cung cấp dịch vụ sử dụng lưới điện trong phạm vi các mô hình khu, cụm theo quy định tại khoản 1 Điều 23 Nghị định này, dự kiến chi phí phát sinh từ các hợp đồng kỳ hạn điện ký với Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo theo quy định tại Điều 18 Nghị định này.

3. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ khi nhận được hồ sơ đăng ký tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp theo quy định tại khoản 1 và khoản 2 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm:

a) Gửi hồ sơ cho Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm quản lý Khách hàng sử dụng điện lớn để xác nhận tính chính xác thông tin tại hồ sơ đăng ký tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp và khả năng chuyển đổi hợp đồng hiện hữu của Khách hàng sử dụng điện lớn để ký kết các hợp đồng tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp theo quy định;

b) Gửi hồ sơ cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam xác nhận khả năng ký kết Hợp đồng mua bán điện trên thị trường điện giao ngay với Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo theo quy định tại Điều 9 Nghị định này;

c) Rà soát tính đáp ứng của văn bản thống nhất tỷ lệ phần trăm (%) sản lượng điện Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo phân bổ cho Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền theo nguyên tắc quy định tại điểm đ khoản 1 Điều này;

d) Hướng dẫn Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền thực hiện thống nhất với Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo về tỷ lệ phần trăm (%) sản lượng điện Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo phân bổ cho Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền theo nguyên tắc quy định tại điểm đ khoản 1 Điều này.

4. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ thời điểm nhận được hồ sơ do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện gửi:

a) Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm có văn bản xác nhận hồ sơ của Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền về việc sẵn sàng và thời điểm dự kiến chuyển đổi hợp đồng mua bán điện với Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền và gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

b) Tập đoàn Điện lực Việt Nam có văn bản xác nhận về việc sẵn sàng và thời điểm dự kiến ký kết hợp đồng mua bán điện trên thị trường điện giao ngay với Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

5. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản trả lời của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có văn bản trả lời Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền về:

a) Thời điểm dự kiến ký kết hợp đồng mua bán điện giao ngay giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam với Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo;

b) Thời điểm dự kiến chuyển đổi các hợp đồng mua bán điện hiện có giữa Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm với Khách hàng sử dụng điện lớn;

c) Thời điểm dự kiến áp dụng cơ chế mua bán điện trực tiếp.

6. Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm, Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền chủ động đàm phán, ký kết các hợp đồng theo quy định tại Điều 9, Điều 15 và Điều 17 Nghị định này.

7. Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền và các đơn vị liên quan có trách nhiệm đầu tư, trang bị cơ sở hạ tầng đáp ứng điều kiện tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp và gửi văn bản cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về việc xác nhận hoàn thành các điều kiện tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp bằng phương thức gửi trực tiếp hoặc qua đường dịch vụ bưu chính. Hồ sơ gửi kèm theo bao gồm: hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện của đơn vị phát điện đã được chấp thuận, bản sao các hợp đồng đã được ký kết theo quy định tại Điều 9, Điều 15 và Điều 17 Nghị định này.

8. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kiểm tra hồ sơ quy định tại khoản 7 Điều này và thông báo bằng văn bản gửi Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo về việc đăng ký tham gia thị trường điện theo Quy định về vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành; đồng thời báo cáo Bộ Công Thương và thông báo bằng văn bản cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm và Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền về thời điểm chính thức vận hành mua bán điện trực tiếp giữa Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền.

Điều 27. Tạm ngừng, chấm dứt, khôi phục tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp

1. Tạm ngừng tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp

a) Tạm ngừng việc tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp đối với Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền, Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo trong các trường hợp: Tạm ngừng thị trường điện giao ngay theo Quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành; một trong các hợp đồng của cơ chế mua bán điện trực tiếp bị tạm ngừng hoặc hết hiệu lực, gây ảnh hưởng đến lợi ích của các bên liên quan; có hành vi lợi dụng cơ chế, chính sách để trục lợi; Khách hàng sử dụng điện lớn đã tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp năm N nhưng không đáp ứng điều kiện về việc tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp trong năm N+1 theo quy định tại khoản 2 Điều 5 Nghị định này;

b) Thanh toán trong trường hợp tạm ngừng tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp của Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền, Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo: Khách hàng sử dụng điện lớn thanh toán theo biểu giá bán lẻ điện do Bộ Công Thương ban hành; Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền mua điện từ Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực theo biểu giá điện hiện hành; Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo bán điện cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam (hoặc đơn vị được ủy quyền), đàm phán thống nhất về giá phát điện trong khung giá phát điện năng lượng tái tạo do Bộ Công Thương ban hành hoặc các cơ chế giá điện khác.

2. Chấm dứt tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp

a) Các bên chấm dứt tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp khi có một trong các trường hợp sau: Tự nguyện chấm dứt theo yêu cầu của các bên tham gia; có hành vi lợi dụng cơ chế, chính sách để trục lợi và hậu quả gây ra không thể khắc phục;

b) Trường hợp chấm dứt tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp, các Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, Khách hàng sử dụng điện lớn, Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền, Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực có trách nhiệm đàm phán, ký kết hợp đồng mua bán điện theo quy định hiện hành.

3. Khôi phục tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp

a) Các bên khôi phục tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp khi có một trong các trường hợp sau: khôi phục thị trường điện giao ngay, các hành vi vi phạm đã được khắc phục và được cơ quan có thẩm quyền ra quyết định về việc khôi phục tham gia cơ chế;

b) Trường hợp khôi phục tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp, các đơn vị có trách nhiệm tiếp tục thực hiện các thỏa thuận tại các hợp đồng mua bán điện đã ký kết.

4. Thẩm quyền trong việc tạm dừng, chấm dứt, khôi phục tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp

a) Bộ trưởng Bộ Công Thương có ý kiến đối với việc tạm ngừng và khôi phục tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp của Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền, Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo trên cơ sở báo cáo, kiến nghị của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện hoặc các cơ quan, tổ chức liên quan khác;

b) Bộ trưởng Bộ Công Thương quyết định chấm dứt tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp của Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền, Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo sau khi lấy ý kiến bằng văn bản của các cơ quan có liên quan.

Điều 28. Chế độ báo cáo

Việc báo cáo tình hình thực hiện cơ chế mua bán điện trực tiếp được thực hiện như sau:

1. Chế độ báo cáo của hình thức mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng

a) Báo cáo các thông tin liên quan khi bắt đầu thực hiện mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng theo Mẫu số 01 Phụ lục V ban hành kèm theo Nghị định này như sau:

Tên báo cáo: Báo cáo về việc mua bán điện trực tiếp;

Nội dung báo cáo: Các thông tin về chủ thể hợp đồng (bên mua, bên bán); sản lượng điện năng thỏa thuận; giá điện; các nội dung khác;

Đối tượng báo cáo: Khách hàng sử dụng điện lớn tham gia mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng;

Cơ quan nhận báo cáo: Bộ Công Thương, Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương (chỉ nhận báo cáo của Khách hàng sử dụng điện lớn trong địa bàn quản lý);

Phương thức gửi báo cáo: Qua dịch vụ bưu chính;

Thời hạn gửi báo cáo: Trong thời hạn 10 ngày kể từ thời điểm ký kết Hợp đồng mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng.

b) Báo cáo kết quả mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng năm N-1 theo Mẫu số 02 Phụ lục V ban hành kèm theo Nghị định này như sau:

Tên báo cáo: Báo cáo kết quả mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng của năm N-1;

Nội dung báo cáo: Các thông tin về chủ thể hợp đồng (bên mua, bên bán); sản lượng điện năng mua bán trong năm; chi phí mua điện trực tiếp các tháng và năm; các khó khăn, vướng mắc, kiến nghị;

Đối tượng báo cáo: Khách hàng sử dụng điện lớn tham gia mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện kết nối riêng;

Cơ quan nhận báo cáo: Bộ Công Thương, Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương (chỉ nhận báo cáo của Khách hàng sử dụng điện lớn trong địa bàn quản lý);

Phương thức gửi báo cáo: Qua dịch vụ bưu chính;

Thời hạn gửi báo cáo: Trước ngày 30 tháng 01 năm N;

Tần suất gửi báo cáo: Hằng năm.

2. Chế độ báo cáo của hình thức mua bán điện trực tiếp thông qua Lưới điện quốc gia

a) Báo cáo kết quả mua bán điện trực tiếp thông qua Lưới điện quốc gia tháng M-1 theo Mẫu số 03 Phụ lục V ban hành kèm theo Nghị định này như sau:

Tên báo cáo: Báo cáo kết quả mua bán điện trực tiếp của tháng trước liền kề;

Nội dung báo cáo: Tổng số Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp; các thông tin về chủ thể hợp đồng (bên mua, bên bán); sản lượng điện năng mua bán trong tháng; chi phí mua điện trực tiếp trong tháng; các khó khăn, vướng mắc, kiến nghị giải pháp (nếu có);

Đối tượng báo cáo: Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực;

Cơ quan nhận báo cáo: Bộ Công Thương, Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương (chỉ nhận báo cáo của Tổng công ty Điện lực có trên địa bàn quản lý);

Phương thức gửi báo cáo: Qua thư điện tử hoặc qua dịch vụ bưu chính;

Thời hạn gửi báo cáo: Trước ngày 20 tháng M;

Tần suất gửi báo cáo: Hằng tháng.

b) Báo cáo kết quả thực hiện mua bán điện trực tiếp thông qua Lưới điện quốc gia của năm N-1 theo Mẫu số 04 Phụ lục V ban hành kèm theo Nghị định này như sau

Tên báo cáo: Báo cáo về kết quả thực hiện cơ chế mua bán điện trực tiếp thông qua Lưới điện quốc gia trên phạm vi toàn quốc của năm N-1;

Nội dung báo cáo: Tổng số Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp; các thông tin về Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, Khách hàng sử dụng điện lớn; sản lượng điện năng mua bán trong năm; chi phí mua điện trực tiếp trong năm; các khó khăn, vướng mắc, kiến nghị giải pháp (nếu có);

Đối tượng báo cáo: Tập đoàn Điện lực Việt Nam; Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực;

Cơ quan nhận báo cáo: Bộ Công Thương, Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương (chỉ nhận báo cáo của Tổng công ty Điện lực trên địa bàn quản lý);

Phương thức gửi báo cáo: Qua thư điện tử hoặc qua dịch vụ bưu chính;

Thời hạn gửi báo cáo: Trước ngày 30 tháng 01 năm N;

Tần suất gửi báo cáo: Hằng năm.

Chương V

ĐIỀU KHOẢN THI HÀNH

Điều 29. Trách nhiệm thi hành

1. Bộ Công Thương:

a) Chịu trách nhiệm trước Chính phủ thực hiện thống nhất quản lý nhà nước về các nội dung quy định tại Nghị định này đảm bảo an ninh năng lượng điện quốc gia, an toàn hệ thống điện theo quy hoạch phát triển điện lực quốc gia, kế hoạch thực hiện quy hoạch phát triển điện lực quốc gia được phê duyệt; trên cơ sở khả năng đáp ứng về kỹ thuật, công nghệ, khả năng đáp ứng của hệ thống truyền tải điện, căn cứ nhu cầu phát triển các loại hình nguồn điện tham gia mua bán điện trực tiếp, kịp thời báo cáo cơ quan có thẩm quyền xem xét, quyết định việc điều chỉnh quy hoạch phát triển điện lực theo quy định;

b) Chủ trì, phối hợp với các bộ chỉ đạo các cơ quan, đơn vị liên quan triển khai thực hiện cơ chế mua bán điện trực tiếp; hướng dẫn, theo dõi và giải quyết các vấn đề phát sinh trong quá trình triển khai thực hiện cơ chế mua bán điện trực tiếp theo thẩm quyền;

c) Có ý kiến về báo cáo và kết quả tính toán chi phí sử dụng dịch vụ hệ thống điện cho một đơn vị điện năng áp dụng đối với khách hàng của các Tổng công ty Điện lực năm N do Tập đoàn Điện lực Việt Nam báo cáo theo quy định tại khoản 4 Điều 16 Nghị định này;

d) Kiểm tra, giám sát và giải quyết khiếu nại, xử lý vi phạm trong quá trình triển khai thực hiện cơ chế mua bán điện trực tiếp;

đ) Chủ trì, phối hợp với các bộ tham mưu Chính phủ sửa đổi, bổ sung Quy định về cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và Khách hàng sử dụng điện lớn.

2. Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương:

a) Chịu trách nhiệm quản lý nhà nước về các nội dung quy định tại Nghị định này trong phạm vi quản lý của địa phương;

b) Giao các cơ quan chuyên môn về điện lực chủ trì, chịu trách nhiệm phối hợp kiểm tra thực hiện hợp đồng mua bán điện theo các quy định tại Nghị định này và các quy định khác của pháp luật có liên quan;

c) Kiểm tra, giám sát và giải quyết khiếu nại, xử lý vi phạm trong quá trình triển khai thực hiện cơ chế mua bán điện trực tiếp theo phạm vi khu vực quản lý.

3. Tập đoàn Điện lực Việt Nam

a) Tổ chức và chỉ đạo các đơn vị trực thuộc thực hiện mua bán điện trực tiếp;

b) Hướng dẫn, chỉ đạo các Tổng công ty Điện lực dự thảo nội dung của Hợp đồng mua bán điện giữa Tổng công ty Điện lực và Khách hàng theo quy định tại Điều 15 Nghị định này;

c) Hướng dẫn các Tổng công ty Điện lực về quy trình kinh doanh, quản lý, tính toán thanh toán, thỏa thuận, ký kết với Khách hàng, thời hạn phát hành hóa đơn, thời hạn thanh toán, các hồ sơ thanh toán và mẫu hóa đơn áp dụng cho nhóm khách hàng tham gia mua bán điện trực tiếp;

d) Hướng dẫn các Tổng công ty Điện lực về việc thanh toán các thành phần của chi phí dịch vụ mua bán điện trực tiếp (chi phí truyền tải điện, chi phí phân phối - bán lẻ điện, chi phí điều độ vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện, chi phí điều hành - quản lý ngành, chi phí dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch) cho các đơn vị cung cấp dịch vụ liên quan;

đ) Hướng dẫn các Tổng công ty Điện lực về tính toán tỷ lệ tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối theo từng cấp điện áp quy định tại khoản 3 Điều 16 Nghị định này;

e) Đánh giá tình hình triển khai cơ chế mua bán điện trực tiếp và thực hiện chế độ báo cáo theo quy định tại Điều 28 Nghị định này.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hướng dẫn các đơn vị tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp qua lưới điện quốc gia theo quy định tại Điều 26 Nghị định này.

Điều 30. Điều khoản chuyển tiếp

Đối với các hợp đồng mua bán điện đã ký kết trước thời điểm Nghị định này có hiệu lực và phù hợp quy định, các bên tiếp tục thực hiện hợp đồng mua bán điện đã ký đến hết thời hạn hợp đồng hoặc đàm phán, thống nhất sửa đổi hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Nghị định này.

Điều 31. Hiệu lực thi hành

1. Nghị định này có hiệu lực thi hành kể từ ngày ký ban hành.

2. Bãi bỏ Nghị định số 80/2024/NĐ-CP ngày 03 tháng 7 năm 2024 của Chính phủ quy định về cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo với Khách hàng sử dụng điện lớn.

3. Trong thời hạn 15 ngày kể từ thời điểm Nghị định này có hiệu lực, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm cập nhật tính toán, báo cáo Bộ Công Thương kết quả tính toán trước khi gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố trên trang thông tin điện tử thị trường điện các chi phí áp dụng cho năm 2025, bao gồm:

a) Chi phí sử dụng dịch vụ hệ thống điện tính cho một đơn vị điện năng;

b) Chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch tính cho một đơn vị điện năng;

c) Hệ số quy đổi theo tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối.

4. Trong quá trình thực hiện, trường hợp các văn bản quy phạm pháp luật được dẫn chiếu để áp dụng tại Nghị định này được sửa đổi, bổ sung, thay thế bằng văn bản quy phạm pháp luật mới thì áp dụng theo các văn bản mới đó.

5. Trong quá trình triển khai thực hiện, nếu có khó khăn, vướng mắc đề nghị các cơ quan, đơn vị phản ánh về Bộ Công Thương để nghiên cứu, tham mưu đề xuất Chính phủ sửa đổi, bổ sung cho phù hợp.

Nơi nhận: - Ban Bí thư Trung ương Đảng; - Thủ tướng, các Phó Thủ tướng Chính phủ; - Các bộ, cơ quan ngang bộ, cơ quan thuộc Chính phủ; - HĐND, UBND các tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương; - Văn phòng Trung ương và các Ban của Đảng; - Văn phòng Tổng Bí thư; - Văn phòng Chủ tịch nước; - Hội đồng Dân tộc và các Ủy ban của Quốc hội; - Văn phòng Quốc hội; - Tòa án nhân dân tối cao; - Viện kiểm sát nhân dân tối cao; - Kiểm toán nhà nước; - Ngân hàng Chính sách xã hội; - Ngân hàng Phát triển Việt Nam; - Ủy ban trung ương Mặt trận Tổ quốc Việt Nam; - Cơ quan trung ương của các đoàn thể; - Cục Điện lực - Bộ Công Thương; - Tập đoàn Điện lực Việt Nam; - VPCP: BTCN, các PCN, Trợ lý TTg, TGĐ Cổng TTĐT, các Vụ, Cục, đơn vị trực thuộc, Công báo; - Lưu: VT, CN (2).

TM. CHÍNH PHỦ KT. THỦ TƯỚNG PHÓ THỦ TƯỚNG Bùi Thanh Sơn

PHỤ LỤC I

CÁC NỘI DUNG CHÍNH CỦA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN TRÊN THỊ TRƯỜNG GIAO NGAY
(Kèm theo Nghị định số 57/2025/NĐ-CP ngày 03 tháng 3 năm 2025 của Chính phủ)

Phụ lục này bao gồm các nội dung chính tại Hợp đồng mua bán điện trên thị trường giao ngay được ký kết giữa Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Trong đó:

1. Các nội dung chính bao gồm:

a) Căn cứ pháp lý;

b) Thông tin của các bên (tên Đơn vị, địa chỉ, điện thoại, mã số thuế…);

c) Giải thích từ ngữ;

d) Hiệu lực và thời hạn hợp đồng;

đ) Quy định về mua bán điện;

e) Trách nhiệm đấu nối và hệ thống đo đếm;

g) Điều độ và vận hành nhà máy điện;

h) Lập hóa đơn, thanh toán và xử lý tranh chấp trong thanh toán;

i) Vi phạm hợp đồng, bồi thường thiệt hại và chấm dứt thực hiện;

k) Bảo mật thông tin;

l) Các thỏa thuận khác;

m) Các phụ lục đính kèm (Phụ lục các thông số chính của nhà máy điện, hệ thống đo đếm và thu thập số liệu, thỏa thuận các đặc tính vận hành, thỏa thuận hệ thống SCADA/EMS, thông tin liên lạc, role bảo vệ và tự động, giá mua bán điện, tiền điện thanh toán).

2. Các nội dung quy định tại hợp đồng này về hoạt động chào giá, lập lịch huy động, tính toán thanh toán kiểm tra đối soát bảng kê thanh toán trên thị trường điện giao ngay (nếu có) thực hiện theo quy định tại Điều 10, Điều 11, Điều 12 và Điều 13 Nghị định này.

PHỤ LỤC II

CÁC NỘI DUNG CỦA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN GIỮA KHÁCH HÀNG SỬ DỤNG ĐIỆN LỚN (HOẶC ĐƠN VỊ BÁN LẺ ĐIỆN TẠI CÁC MÔ HÌNH KHU, CỤM HOẶC ỦY QUYỀN) VÀ TỔNG CÔNG TY ĐIỆN LỰC (HOẶC CÔNG TY ĐIỆN LỰC)
(Kèm theo Nghị định số 57/2025/NĐ-CP ngày 03 tháng 3 năm 2025 của Chính phủ)

Phụ lục này bao gồm các nội dung chính tại Hợp đồng mua bán điện được ký kết giữa Khách hàng sử dụng điện lớn (hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền) và Tổng công ty Điện lực, Công ty Điện lực. Trong đó:

1. Các nội dung chính bao gồm:

a) Căn cứ pháp lý;

b) Thông tin của các bên (tên Đơn vị, địa chỉ, điện thoại, mã số thuế...);

c) Giải thích từ ngữ;

d) Hiệu lực và thời hạn hợp đồng;

đ) Quy định về mua bán điện năng (địa điểm sử dụng điện; mục đích sử dụng điện, cấp điện áp, công suất điện năng sử dụng, điểm đấu nối cấp điện, đo đếm điện năng; ghi chỉ số công tơ, ranh giới sở hữu tài sản);

e) Thỏa thuận cụ thể (bảo đảm thực hiện hợp đồng, thi hành và hình thức thông báo; các thỏa thuận khác);

g) Tiêu chuẩn và chất lượng dịch vụ;

h) Mua công suất phản kháng;

i) Đo đếm điện năng;

k) Ghi chỉ số công tơ;

l) Bảo đảm thực hiện hợp đồng;

m) Tính toán thanh toán;

n) Thanh toán;

o) Các thỏa thuận khác (tạm ngừng, ngừng, giảm cung cấp điện, quyền và nghĩa vụ các bên; vi phạm, chấm dứt Hợp đồng, giải quyết tranh chấp).

2. Các nội dung về hoạt động mua bán điện, tính toán thanh toán (nếu có) thực hiện theo quy định.

PHỤ LỤC III

CÁC NỘI DUNG CHÍNH CỦA HỢP ĐỒNG KỲ HẠN ĐIỆN
(Kèm theo Nghị định số 57/2025/NĐ-CP ngày 03 tháng 3 năm 2025 của Chính phủ)

Phụ lục này bao gồm các nội dung chính tại Hợp đồng kỳ hạn điện được ký kết Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và Khách hàng sử dụng điện lớn (hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền). Trong đó:

1. Các nội dung chính bao gồm:

a) Căn cứ pháp lý;

b) Thông tin của các bên (tên Đơn vị, địa chỉ, điện thoại, mã số thuế...);

c) Giải thích từ ngữ;

d) Hiệu lực và thời hạn hợp đồng;

đ) Sản lượng, giá, phương thức thanh toán;

e) Xử lý tranh chấp;

g) Vi phạm hợp đồng, bồi thường thiệt hại và chấm dứt thực hiện hợp đồng;

h) Bảo mật thông tin;

i) Các thỏa thuận khác (quyền sở hữu chứng chỉ năng lượng tái tạo REC, tín chỉ các-bon).

2. Các nội dung về thời hạn của Hợp đồng, giá hợp đồng, sản lượng điện cam kết, tính toán thanh toán (nếu có) thực hiện theo quy định tại Điều 17 và Điều 18 Nghị định này.

PHỤ LỤC IV

CHI PHÍ THANH TOÁN BÙ TRỪ CHÊNH LỆCH NĂM
(Kèm theo Nghị định số 57/2025/NĐ-CP ngày 03 tháng 3 năm 2025 của Chính phủ)

Phụ lục này hướng dẫn việc tính toán Chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch năm N (đồng) quy định tại khoản 1 Điều 16 Nghị định này, cụ thể như sau:

1. Chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch năm N (đồng) được xác định như sau:

Trong đó:

C_CL: Chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch năm N (đồng);

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

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

Q_KHhc(i)- Điện năng tiêu thụ hiệu chỉnh của Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc sản lượng mua điện của Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền trong chu kỳ giao dịch i (kWh), xác định theo quy định tại khoản 1 Điều 16 Nghị định này;

P_CL: Chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch áp dụng cho năm N tính cho các Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền trên một đơn vị điện năng (đồng/kWh).

2. Chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch năm N (P_CL) tính cho các Khách hàng sử dụng điện lớn hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền trên một đơn vị điện năng được tính toán trên số liệu chi phí mua điện 12 tháng từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 theo công thức sau:

P_CL = P_CLTTBOT + P_CLTTGT + P_CLTTSMHP + P_CLTTDVPT + P_CLTTK + P_CLTTNMĐkh + P_CLTTBCTC

Trong đó:

a) P_CLTTBOT: Là chênh lệch thanh toán thành phần BOT liên quan đến các nhà máy điện BOT năm N (đ/kWh), được xác định như sau:

Trong đó:

: Tổng chi phí mua điện 12 tháng từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 của các nhà máy điện BOT theo các hợp đồng mua bán điện (PPA) ký kết với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (đồng);

R_TTĐ(j): Được tính bằng sản lượng của tất cả các nhà máy điện BOT nhân với giá thị trường điện toàn phần trong chu kỳ giao dịch j (đồng);

j: Chu kỳ giao dịch thứ j trong giai đoạn từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1;

J: Tổng số chu kỳ giao dịch trong giai đoạn từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1;

Anăm: Tổng sản lượng điện thương phẩm trong nước của các Tổng công ty Điện lực từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 (kWh).

b) P_CLTTGT: Là chênh lệch thanh toán thành phần liên quan đến các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện, ngoại trừ các nhà máy điện BOT được quy định tại điểm a, c, d và e khoản 2 Phụ lục này (đ/kWh), được xác định như sau:

Trong đó:

: Tổng chi phí mua điện 12 tháng từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 của các nhà máy điện nêu trên theo các PPA có thời hạn có giá điện được Chính phủ, Bộ Công Thương quy định và giám sát (đồng);

R_TTĐ(j) : Được tính bằng sản lượng của tất cả các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện nhân với giá thị trường điện toàn phần trong chu kỳ giao dịch j cho của tất cả các nhà máy điện gián tiếp tham gia thị trường điện nêu trên trong các tháng từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 (đồng);

j: Chu kỳ giao dịch thứ j trong giai đoạn từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1;

J: Tổng số chu kỳ giao dịch trong giai đoạn từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1;

Anăm: Tổng sản lượng điện thương phẩm trong nước của các Tổng công ty Điện lực từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 (kWh).

c) P_CLTTSMHP : Là chênh lệch thanh toán thành phần liên quan đến các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu, nhà máy thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam khác chưa tham gia thị trường điện (SMHP) trong năm N (đ/kWh), được xác định như sau:

Trong đó:

 : Tổng chi phí sản xuất điện (bao gồm lợi nhuận, nếu có) từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 của các SMHP được xác định theo chi phí ghi nhận tại các Báo cáo tài chính Quý trong giai đoạn tương ứng của Công ty mẹ - Tập đoàn Điện lực Việt Nam/Đơn vị trực thuộc (đồng);

R_TTĐ(j) : Được tính bằng sản lượng của tất cả các SMHP nhân với giá thị trường điện toàn phần trong chu kỳ giao dịch j cho tất cả các SMHP từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 (đồng);

Anăm: Tổng sản lượng điện thương phẩm trong nước của các Tổng công ty Điện lực từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 (kWh).

d) P_DVPT: Là chi phí dịch vụ phụ trợ hệ thống điện tính cho một đơn vị điện năng năm N (đồng/kWh) được xác định từ chi phí dịch vụ điều chỉnh tần số hệ thống điện được mua trên thị trường điện giao ngay, chi phí dịch vụ khởi động nhanh, vận hành phải phát để đảm bảo khả năng cung cấp điện, điều chỉnh điện áp và khởi động đen được mua thông qua các hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ giai đoạn từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1, áp dụng cho Khách hàng sử dụng điện lớn mua điện trong năm N, được xác định như sau:

P_DVPT = P_DVPT(đt) + P_DVPT(hđ)

Trong đó:

- P_DVPT(đt) là chi phí dịch vụ điều chỉnh tần số tính trên đơn vị điện năng (đồng/kWh) được tính toán theo công thức sau:

Trong đó:

Anăm: Tổng sản lượng điện thương phẩm trong nước của các Tổng công ty Điện lực từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 (kWh);

R_g(j): là khoản thanh toán cho dịch vụ điều chỉnh tần số trong từng chu kỳ giao dịch j của đơn vị phát điện được xác định và công bố theo quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh (đồng);

j: là chu kỳ giao dịch trong giai đoạn từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 có cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số;

J: là Tổng số chu kỳ giao dịch của các từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 của nhà máy điện cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số;

g: là nhà máy điện cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số;

G: là tổng số nhà máy điện cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số trong giai đoạn từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1.

- P_DVPT(hđ): là chi phí dịch vụ khởi động nhanh, vận hành phải phát để đảm bảo khả năng cung cấp điện, điều chỉnh điện áp và khởi động đen được mua qua hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ tính trên đơn vị điện năng được tính toán theo quy định tại điểm c khoản này (đồng/kWh).

Trong đó:

g: là nhà máy điện ký hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ trong hệ thống điện;

G: là tổng số nhà máy điện ký hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ trong hệ thống điện;

j: là chu kỳ giao dịch của nhà máy điện g trong giai đoạn từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện;

J: là tổng số chu kỳ giao dịch của nhà máy điện g cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện trong giai đoạn từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1;

Anăm: Tổng sản lượng điện thương phẩm trong nước của các Tổng công ty Điện lực từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 (kWh);

R_c(g): là chi phí mua điện trong giai đoạn từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 từ nhà máy điện g cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, được tính toán theo quy định trong hợp đồng dịch vụ phụ trợ đã ký kết với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (đồng);

Q_m,i(g): là sản lượng đo đếm của đơn vị phát điện g cung cấp dịch vụ phụ trợ trong chu kỳ giao dịch j (kWh);

FMP_i: là giá thị trường điện toàn phần áp dụng cho Đơn vị phát điện trong chu kỳ giao dịch i, được xác định theo Quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành (đồng/kwh).

đ) P_CLTTK: Là chênh lệch thanh toán khác trên một đơn vị điện năng (đ/kWh) từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 do các khoản chi phí được phép tính nhưng chưa tính vào giá điện, bao gồm cả chênh lệch tỷ giá đánh giá lại chưa được phân bổ, được tính toán phân bổ vào giá bán lẻ điện hiện hành theo cơ chế điều chỉnh mức giá bán lẻ điện bình quân do Chính phủ ban hành. Chênh lệch thanh toán này được xác định như sau:

Trong đó:

C_CLTTK: Chi phí chênh lệch thanh toán khác (đồng);

Anăm: Tổng sản lượng điện thương phẩm trong nước của các Tổng công ty Điện lực từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 (kWh)

e) P_CLTTNMĐkh: Là chênh lệch thanh toán thành phần liên quan đến các nhà máy điện thuộc danh sách nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện nhưng chưa tham gia thị trường điện, các nhà máy điện thử nghiệm trước vận hành thương mại mà Tập đoàn Điện lực Việt Nam phải thanh toán chi phí thử nghiệm, điện mua từ các nguồn diesel khách hàng, điện tự sản xuất của các Tổng công ty Điện lực, được xác định như sau:

Trong đó:

P_NMĐkh: Tổng chi phí mua điện từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 của các nhà máy điện nêu trên (đồng), trong đó:

Chi phí mua điện từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 của các nhà máy điện thuộc danh sách nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện nhưng chưa tham gia thị trường điện được xác định theo PPA.

Chi phí mua điện từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 của các nhà máy điện thử nghiệm trước vận hành thương mại mà Tập đoàn Điện lực Việt Nam phải thanh toán chi phí thử nghiệm được xác định theo PPA/Thoả thuận thanh toán (nếu có).

Chi phí mua điện từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 của điện mua từ các nguồn diesel khách hàng, điện tự sản xuất của các Tổng công ty Điện lực được xác định theo chi phí ghi nhận tại các Báo cáo tài chính Quý trong giai đoạn tương ứng của Tổng công ty Điện lực/Công ty Điện lực.

R_TTĐ(j): Được tính bằng sản lượng của tất cả các nhà máy điện nêu trên nhân với giá thị trường điện toàn phần trong chu kỳ giao dịch j (đồng);

j: là chu kỳ giao dịch trong giai đoạn từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 của các nhà máy điện nêu trên;

J: là Tổng số chu kỳ giao dịch của các từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 của các nhà máy điện nêu trên;

Anăm: Tổng sản lượng điện thương phẩm trong nước của các Tổng công ty Điện lực từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 (kWh).

g) P_CLTTBCTC: Là chênh lệch chi phí điện mua và điện sản xuất (nếu có) tính trên một đơn vị điện năng giữa số liệu theo Báo cáo tài chính năm N-2 đã được kiểm toán với chi phí lũy kế từ tháng 01 năm N-2 đến tháng 12 năm N-2 đã được sử dụng để tính toán chênh lệch thanh toán.

Trong đó:

C_CLTTK: Chi phí chênh lệch giữa số liệu theo Báo cáo tài chính năm N-2 đã được kiểm toán với chi phí lũy kế từ tháng 01 năm N-2 đến tháng 12 năm N-2 đã được sử dụng trong tính toán chênh lệch thanh toán (đồng);

Anăm: Tổng sản lượng điện thương phẩm trong nước các Tổng công ty Điện lực từ tháng 10 năm N-2 đến tháng 9 năm N-1 đã được sử dụng trong tính toán chênh lệch thanh toán (kWh).

h) Sản lượng của các nhà máy điện/nguồn điện trong từng chu kỳ giao dịch trong tháng được xác định như sau:

- Đối với các nhà máy điện có số liệu đo xa: Sản lượng từng chu kỳ lấy theo số liệu đã được công bố trên trang thông tin thị trường điện.

- Đối với sản lượng điện mặt trời áp mái: Sản lượng từng chu kỳ được xác định căn cứ theo tổng sản lượng điện mặt trời áp mái và phân bổ dựa trên biểu đồ sản lượng phát từng chu kỳ của tổng các nhà máy điện mặt trời có đo xa.

- Đối với nhập khẩu điện: Sản lượng từng chu kỳ được xác định căn cứ theo sản lượng điện nhập khẩu điện tháng và phân bổ dựa trên biểu đồ sản lượng điện từng chu kỳ của công tơ đo đếm tại phía Việt Nam. Trường hợp không thu thập được số liệu công tơ đo đếm phía Việt Nam thì sử dụng theo số liệu công tơ đo đếm phía đối tác để phân bổ sản lượng từng chu kỳ.

- Đối với các nhà máy có điểm đo đếm không cùng vị trí với điểm giao nhận: Sản lượng từng chu kỳ được xác định căn cứ theo tổng sản lượng điện giao tháng và phân bổ dựa trên biểu đồ sản lượng điện phát từng chu kỳ theo số liệu đo xa tại điểm đo đếm.

- Đối với các nhà máy điện/nguồn điện khác không đủ cơ sở xác định sản lượng từng chu kỳ thì sẽ được phân bổ từng chu kỳ theo biểu đồ sản lượng điện phát của tổng sản lượng các nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện.

PHỤ LỤC V

MẪU BÁO CÁO
(Kèm theo Nghị định số 57/2025/NĐ-CP ngày 03 tháng 3 năm 2025 của Chính phủ)

Các mẫu hướng dẫn thực hiện báo cáo quy định tại Điều 28 Nghị định này, bao gồm:

Mẫu số 01: Báo cáo về các thông tin liên quan khi bắt đầu thực hiện mua bán điện trực tiếp qua đường dây kết nối riêng.

Mẫu số 02: Báo cáo về kết quả mua bán điện trực tiếp qua lưới điện kết nối riêng năm N-1.

Mẫu số 03: Báo cáo về kết quả mua bán điện trực tiếp qua lưới điện quốc gia tháng M-1.

Mẫu số 04: Báo cáo về kết quả thực hiện cơ chế mua bán điện trực tiếp qua lưới điện quốc gia trên phạm vi toàn quốc của năm N-1.

Mẫu số 01

CƠ QUAN CẤP TRÊN TRỰC TIẾP (nếu có) (TÊN KHÁCH HÀNG SỬ DỤNG ĐIỆN LỚN BÁO CÁO) -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: …/….	…, ngày … tháng … năm …

BÁO CÁO^1

Về các thông tin liên quan khi bắt đầu thực hiện mua bán điện trực tiếp qua đường dây kết nối riêng

Kính gửi:

- Bộ Công Thương; - Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương (nơi có Khách hàng sử dụng điện lớn).

Các nội dung báo cáo:

1. Các thông tin về hợp đồng mua bán điện trực tiếp (bên mua, bên bán).

2. Sản lượng điện năng thỏa thuận.

3. Giá điện.

4. Các thông tin liên quan khác.

Nơi nhận: - Như trên; - …..

LÃNH ĐẠO ĐƠN VỊ (Ký tên, đóng dấu)

^____________________________

^[1] Thời hạn gửi báo cáo: Trong thời hạn 10 ngày kể từ thời điểm ký kết Hợp đồng mua bán điện trực tiếp qua đường dây kết nối riêng.

Mẫu số 02

CƠ QUAN CẤP TRÊN TRỰC TIẾP (nếu có) (TÊN KHÁCH HÀNG SỬ DỤNG ĐIỆN LỚN BÁO CÁO) -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: …/….	…, ngày … tháng … năm …

BÁO CÁO^1

Về kết quả mua bán điện trực tiếp qua lưới điện kết nối riêng của năm N-1^2

Kính gửi:

- Bộ Công Thương; - Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương (nơi có Khách hàng).

Các nội dung báo cáo:

1. Các thông tin về hợp đồng mua bán điện trực tiếp (bên mua, bên bán).

2. Sản lượng điện năng mua bán trong năm.

3. Chi phí mua điện trong năm.

4. Các khó khăn, vướng mắc.

5. Đề xuất giải pháp, kiến nghị (nếu có).

Nơi nhận: - Như trên; - …..

LÃNH ĐẠO ĐƠN VỊ (Ký tên, đóng dấu)

^_____________________________

^1Thời hạn gửi báo cáo: Trước ngày 30 tháng 01 năm N.

^2 Năm N-1 là năm liền kề trước năm hiện tại (năm N), được tính theo năm dương lịch.

Mẫu số 03

CƠ QUAN CẤP TRÊN TRỰC TIẾP (nếu có) (TÊN ĐƠN VỊ BÁO CÁO) -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: …/….	…, ngày … tháng … năm …

BÁO CÁO^1

Về kết quả mua bán điện trực tiếp qua lưới điện quốc gia của tháng M-1^2

Kính gửi: Cơ quan nhận báo cáo.

A. Các nội dung báo cáo của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện gửi Bộ Công Thương:

1. Tổng số Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và Khách hàng sử dụng điện lớn (hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền) tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp.

2. Sản lượng, doanh thu của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo trên thị trường điện.

3. Các khó khăn, vướng mắc.

4. Đề xuất giải pháp, kiến nghị (nếu có).

B. Nội dung báo cáo của Tổng công ty Điện lực gửi Bộ Công Thương, Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương (nơi có Tổng công ty Điện lực):

1. Sản lượng điện năng, chi phí mua điện của Khách hàng sử dụng điện lớn (hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền) theo thị trường điện và theo biểu giá bán lẻ điện.

2. Các khó khăn, vướng mắc.

3. Đề xuất giải pháp, kiến nghị (nếu có).

Nơi nhận: - Như trên; - …..

LÃNH ĐẠO ĐƠN VỊ (Ký tên, đóng dấu)

^____________________________

^1 Thời hạn gửi báo cáo: Trước ngày 20 tháng M.

^2 Tháng M-1 là tháng liền kề trước tháng hiện tại (tháng M), được tính theo năm dương lịch.

Mẫu số 04

CƠ QUAN CẤP TRÊN TRỰC TIẾP (nếu có) (TÊN ĐƠN VỊ BÁO CÁO) -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: …/….	…, ngày … tháng … năm …

BÁO CÁO^1

Kết quả mua bán điện trực tiếp qua lưới điện quốc gia của năm N-1^2

Kính gửi: Cơ quan nhận báo cáo.

A. Các nội dung báo cáo của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện gửi Bộ Công Thương:

1. Tổng số Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và Khách hàng sử dụng điện lớn (hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền) tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp.

2. Sản lượng, doanh thu của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo trên thị trường điện.

3. Các khó khăn, vướng mắc.

4. Đề xuất giải pháp, kiến nghị (nếu có).

B. Các nội dung báo cáo của Tổng công ty Điện lực gửi Bộ Công Thương, Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương (nơi có Tổng công ty Điện lực):

1. Thông tin về Khách hàng sử dụng điện lớn tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp.

2. Sản lượng điện năng, chi phí mua điện của Khách hàng sử dụng điện lớn (hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền) theo thị trường điện và theo biểu giá bán lẻ điện.

3. Các khó khăn, vướng mắc.

4. Đề xuất giải pháp, kiến nghị (nếu có).

C. Các nội dung báo cáo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam gửi Bộ Công Thương:

1. Tổng số Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và Khách hàng sử dụng điện lớn (hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền) tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp.

2. Sản lượng, doanh thu của các Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo trên thị trường điện.

3. Sản lượng điện năng, chi phí mua điện của các Khách hàng sử dụng điện lớn (hoặc Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền) theo thị trường điện và theo biểu giá bán lẻ điện.

4. Các khó khăn, vướng mắc.

5. Đề xuất giải pháp, kiến nghị (nếu có).

Nơi nhận: - Như trên; - …..

LÃNH ĐẠO ĐƠN VỊ (Ký tên, đóng dấu)

^_____________________________

^1 Thời hạn gửi báo cáo: Trước ngày 30 tháng 01 năm N.

^2Năm N-1 là năm liền kề trước năm hiện tại (năm N), được tính theo năm dương lịch.

Tiếng Anh (English)

GOVERNMENT OF VIETNAM -------	SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence – Freedom – Happiness ----------------
No. 57/2025/ND-CP	Hanoi, March 3, 2025

DECREE

MECHANISMS FOR DIRECT POWER TRADING BETWEEN RENEWABLE ENERGY GENERATION UNITS AND LARGE ELECTRICITY CONSUMERS

Pursuant to the Law on Government Organization dated February 18, 2025;  

Pursuant to the Law on Electricity dated November 30, 2024;

At the request of the Minister of Industry and Trade of Vietnam;

The Government of Vietnam hereby promulgates a Decree on the mechanisms for direct power trading between renewable energy generation units and large electricity consumers.

Chapter I

GENERAL PROVISIONS

...

...

...

This Decree provides for the mechanisms for direct power trading between renewable energy generation units and large electricity consumers.

Article 2. Regulated entities

1. Entities involved in direct power trading through private connection grids include:

a) Renewable energy generation units;

b) Large electricity consumers.

2. Entities involved in power trading through the national grid include:

a) Units generating renewable energy from wind, solar, or biomass sources with a generation capacity of at least 10 MW connected to the national power system directly participating in the competitive wholesale electricity market;

b) Large electricity consumers using electricity for production purposes or engagement in the business of charging services for traffic vehicles who purchase electricity from power corporations, power companies, and electricity retailers connecting and providing voltage levels from 22kV or higher;

c) Electricity retailers in clusters and zones authorized by large electricity consumers prescribed in Point b of this Clause to purchase electricity from power corporations and power companies and conclude forward electricity agreements with renewable energy generation units (hereinafter referred to as “authorized electricity retailers in clusters and zones”).

...

...

...

a) Units operating electricity systems and electricity markets;

b) Electricity transmission units;

c) Power corporations, power companies, and other electricity retailers;

d) Vietnam Electricity (EVN).

Article 3. Interpretation of terms

For the purpose of this Decree, the following terms shall be construed as follows:

1. “Trading period” is 30 minutes from the start of every 30 minutes in a trading day.

2. “Power companies” are affiliates or subsidiaries of power corporations.

3. “Roof-top solar power” refers to electricity produced from solar panels following the principle of converting optical energy into electricity installed on the roofs of construction works and connected with electrical devices for electricity generation.

...

...

...

5. “Renewable energy generation units” refer to electricity units possessing renewable energy power plants prescribed in Clause 14 Article 4 of the Law on Electricity No. 61/2024/QH15.

6. “Electricity retailers in industrial zones, economic zones, export-processing zones, industrial clusters, hi-tech parks, centralized information technology parks, hi-tech application agricultural parks, and equivalents prescribed by competent authorities (hereinafter referred to as “electricity retailers in clusters and zones”)” are electricity units licensed to engage in electricity operations concerning electricity retail in the mentioned zones and clusters.

7. “Electricity system and market operation units” refer to units implementing the rights and obligations of national power system dispatch units and electricity market transaction regulation units according to the Law on Electricity (currently the National Power System and Market Operator Single-member Limited Liability Company – NSMO).

8. “Power purchase agreement in the spot market” applies to the electricity trading of each power plant that includes the main contents specific in Appendix I enclosed herewith.

9. “Consumers” are agencies, organizations, and individuals purchasing electricity for use and not for reselling such electricity to other agencies, organizations, and individuals.  

10. “Large electricity consumers” are consumers with large electricity capacity and consumption according to the regulations of the Minister of Industry and Trade of Vietnam in conformity with each development period of the electricity system.

11. “Private connection grids” are overhead power line systems or underground cables, transformers, and support equipment linked together for electricity transmission or the private connection grid section among the roof-top solar power system invested, installed, developed, and operated by renewable energy generation units for direct electricity sale to large electricity consumers unless otherwise agreed on by relevant parties.

12. “National grid” is the overhead power line system or underground cables, transformers, and support equipment linked together for electricity transmission in the territory of the Socialist Republic of Vietnam.

13. “Year N” is the current year on the Gregorian calendar.

...

...

...

15. “Year N-1” is the year preceding the current year on the Gregorian calendar.

16. “Year N-2” is the year preceding the year N-1 on the Gregorian calendar.

17. “Excessive electricity” refers to the electricity of renewable energy generation units generated to the national grid or grids of zones and clusters when they fail to sell all of their electricity to large electricity consumers through private connection grids.

18. “Month M” is the current month on the Gregorian calendar.

19. “Month M-1” is the month preceding the current month on the Gregorian calendar.

20. “Power corporations” are the Northern Power Corporation, Southern Power Corporation, Central Power Corporation, Power Corporation of Hanoi City, and Power Corporation of Ho Chi Minh City.

Article 4. Direct electricity trading mechanisms

Direct electricity trading refers to activities of electricity trading carried out between renewable energy generation units and large electricity consumers through the following 2 forms: 

1. Direct electricity trading through private connection grids means activities of concluding agreements on power purchase and electricity delivery through private connection grids between renewable energy generation units and large electricity consumers under Chapter II of this Decree. 

...

...

...

a) Renewable energy generation units selling all of their produced electricity on the spot electricity market of the competitive wholesale electricity market;

b) Large electricity consumers (or authorized electricity retailers in clusters and zones) concluding forward electricity agreements with renewable energy generation units; 

c) Large electricity consumers (or authorized electricity retailers in clusters and zones) concluding power purchase agreements to purchase all the electricity that meets their demands with power corporations and power companies.

Article 5. General requirements for renewable energy generation units and large electricity consumers

1. Renewable energy generation units and large electricity consumers shall comply with planning laws and investment laws (within the responsibilities of investors of electricity source works, including conformity with national electricity development planning, schemes for development of power supply grids in provincial planning, plans to implement national electricity development planning, and plans to implement provincial planning, which have content concerning schemes for development of power supply grids, plans for land use in provinces with implementation works, and decisions on adjustments (if any)); regulations on electricity operation licensing (within the responsibilities of investors of electricity source works); regulations on electricity in construction and operation (electricity generation, transmission, and distribution) and electricity use safety; regulations on construction, land, environmental protection, and fire and explosion safety; regulations prescribed in power purchase agreements; regulations on power trading and other regulations of relevant laws.

2. Regarding large electricity consumers

a) At the time of applying for participation in direct electricity trading:

Regarding large electricity consumers using electricity for 12 months or more: the total average electricity consumption in the 12 latest months (determined based on the electricity purchased from a power corporation (or authorized or decentralized unit) or power company) shall not be lower than the prescribed electricity consumption of large electricity consumers in regulations on the operation of the competitive wholesale electricity market promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

Regarding large electricity consumers using electricity for less than 12 months: the registered electricity shall be calculated based on the expected consumption of electricity purchased from a power corporation (or authorized or decentralized unit) or power company and shall not be lower than the prescribed electricity consumption of large electricity consumers in regulations on the operation of the competitive wholesale electricity market promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

...

...

...

Large electricity consumers participating in direct electricity trading for less than 12 months may continue to participate in direct electricity trading in Year N+1.

Large electricity consumers participating in direct electricity trading for 12 months or more shall have the average electricity consumption from November of year N-1 to the end of October of year N (determined based on the electricity purchased from a power corporation (or authorized or decentralized unit) or power company) be no lower than the prescribed electricity consumption of large electricity consumers in regulations on the operation of the competitive wholesale electricity market promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.  

Chapter II

DIRECT ELECTRICITY TRADING THROUGH PRIVATE CONNECTION GRIDS

Article 6. Principles of direct electricity trading through private connection grids

1. Renewable energy generation units and large electricity consumers shall carry out direct electricity trading through private connection grids under the following principles:

a) A power purchase agreement between a renewable energy generation unit and a large electricity consumer agreed on by both parties shall conform with Article 44 of the Law on Electricity and relevant laws, including the following main contents: information on both parties; use purposes; standards and quality of services; rights and obligations of both parties; electricity price and payment method and deadline; conditions for agreement termination; responsibilities upon a breach of the agreement; duration of the agreement; responsibility for investing, developing, and managing private connection grids; other contents agreed on by both parties;

b) Both parties shall agree on the electricity price, but it shall not exceed the maximum price of the electricity generation bracket of the corresponding electricity source type.

2. Excluding the cases prescribed in Clauses 3 and 4 of this Article, excessive electricity of renewable energy generation units shall be sold to EVN, power corporations, and power companies. Concerned parties shall agree on excessive electricity and its price (up to the maximum price of the electricity generation bracket of the corresponding electricity source type).

...

...

...

4. Where renewable energy generation units investing in and installing roof-top solar power systems sell electricity directly to large electricity consumers in clusters and zones and sell excessive electricity to electricity retailers in clusters and zones, excessive electricity and its price shall be agreed on by the concerned parties, up to the maximum price of the electricity generation bracket of terrestrial solar power.

5. Aside from activities of direct electricity trading through private connection grids prescribed in Clause 1 of this Article, to ensure the sufficient supply of electricity by electricity use demands, large electricity consumers may purchase electricity from power corporations, power companies, or electricity retailers in clusters and zones according to current regulations.

Article 7. Responsibilities of renewable energy generation units

1. Renewable energy generation units shall comply with Article 59 of the Law on Electricity and shall:  

a) Comply with regulations on dispatching and operating the national electricity system and electricity transmission, distribution, and measurement systems promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam;

b) Comply with regulations on electricity generation safety prescribed in Article 71 of the Law on Electricity and its guiding documents;

c) Comply with regulations on safety in electricity transmission and distribution prescribed in Article 72 of the Law on Electricity and its guiding documents;

d) Comply with laws on investment, construction, land, firefighting, fire prevention, fire and explosion prevention, environmental protection, electricity safety for electricity works, and other relevant laws.

2. Aside from the responsibilities prescribed in Clause 1 of this Article, renewable energy generation units investing in and installing roof-top solar power systems selling electricity directly to large electricity consumers in clusters and zones shall make agreements with retailers in clusters and zones on the cost of the provision of grid use services within clusters and zones in conformity with the law.

...

...

...

1. Large electricity consumers shall comply with Article 66 of the Law on Electricity and shall: 

a) Comply with regulations on safety in electricity use prescribed in Articles 73 and 74 of the Law on Electricity and relevant guiding documents;

b) Where large electricity consumers invest in and manage the operation of electricity stations and grid infrastructures, such consumers shall comply with the National Technical Regulation on electricity safety and regulations on the protection of electricity works and electricity safety and arrange personnel for grid management and operation trained in electricity and trained, tested, and issued with electricity safety cards as per regulation.

2. Aside from the responsibilities prescribed in Clause 1 of this Article, large electricity consumers in clusters and zones purchasing electricity directly from renewable energy generation units investing in and installing roof-top solar power systems shall make agreements to revise current power purchase agreements with retailers in clusters and zones to ensure the electricity supply according to the demands of large electricity consumers.

Chapter III

DIRECT ELECTRICITY TRADING THROUGH NATIONAL GRID

Section 1. RENEWABLE ENERGY GENERATION UNITS SELLING ELECTRICITY ON SPOT ELECTRICITY MARKET

Article 9. Power purchase agreements between renewable energy generation units and EVN

1. Vietnam Electricity and renewable energy generation units shall come to terms and conclude power purchase agreements on the spot electricity market following the main contents prescribed in Appendix I enclosed herewith.

...

...

...

Article 10. Quotation, scheduling of mobilization, billing calculation, and inspection and comparison of billing statement

1. Quotation activities of renewable energy generation units to offer the sale of all of their capacity to the spot electricity market in the competitive wholesale electricity market shall comply with the regulations on competitive wholesale electricity market operation promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

2. Renewable energy generation units shall forecast the generation capacity of their power plants in each trading period of the coming day in compliance with the regulation on renewable energy forecast specified in regulations on dispatch, operation, handling, troubleshooting, black start, and restoration of the national electricity system promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

3. Electricity system and market operation units shall, based on the quotations for the coming day and/or the coming trading period of renewable energy generation units, carry out comparison with the value of the forecasted generation capacity from other independent forecast sources and make schedule for the mobilization of power plants according to regulations on competitive wholesale electricity market operation promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam and relevant laws.

4. Electricity system and market operation units shall formulate billing statements on the revenues of renewable energy generation units on the spot electricity market in specific trading periods and billing periods and announce them following the timetable prescribed in the regulations on competitive wholesale electricity market operation promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

5. Renewable energy generation units shall inspect, compare, and confirm the statements on the electricity market's website under the regulations on competitive wholesale electricity market operation promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

Article 11. Spot price

The spot price is the full market price, determined in each trading period of the spot electricity market and equal to the sum of the market price and capacity-add-on price according to the regulations on competitive wholesale electricity market operation promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

Article 12. Amounts payable to renewable energy generation units

...

...

...

Where:

R_g: Total market electricity payments in a billing period (VND);

Q_mq(i): Measured electricity of renewable energy generation units in trading period i (kWh);

i: Trading period i in a billing period;

l: Total trading periods in a billing period;

FMP_(i): Spot price of trading period i (VND per kWh).

Article 13. Payment procedure

1. The renewable energy generation unit, electricity system and market operation unit, and EVN (or authorized units) shall prepare, announce, compare, and confirm statements on the spot electricity market following the regulations on competitive wholesale electricity market operation promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

...

...

...

Section 2. LARGE ELECTRICITY CONSUMERS PURCHASING ELECTRICITY FROM POWER CORPORATIONS AND POWER COMPANIES

Article 14.  General principles

1. Large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones may purchase electricity from power corporations (or authorized or decentralized units) or power companies to satisfy all of their electricity use demands.

2. If the electricity consumption of large electricity consumers or the purchased electricity of authorized electricity retailers in clusters and zones in a trading period is lower than the electricity generated by renewable energy generation units distributed to large electricity consumers (or authorized electricity retailers in clusters and zones), converted at the delivery point of large electricity consumers (or authorized electricity retailers in clusters and zones) in the same trading period, all of the electricity consumption of large electricity consumers or the purchased electricity of authorized electricity retailers in clusters and zones shall be paid based on the following cost components:

a) The cost of electricity according to the spot price applied to electricity wholesale buyers according to the regulations on competitive wholesale electricity market operation promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam, including electricity loss on electricity transmission grids and electricity distribution grids;

b) The cost of the use of electricity system services, including electricity transmission, distribution - electricity retail, electricity system dispatch and operation, and regulation of transactions in the electricity market, sector regulation – management;

c) The cost of offsetting differences according to Appendix IV enclosed herewith.

3. If the electricity consumption of large electricity consumers or the purchased electricity of authorized electricity retailers in clusters and zones in a trading period is higher than the electricity generated by renewable energy generation units distributed to large electricity consumers (or authorized electricity retailers in clusters and zones), converted at the delivery point of large electricity consumers (or authorized electricity retailers in clusters and zones) in the same trading period, all of the electricity consumption of large electricity consumers or the purchased electricity of authorized electricity retailers in clusters and zones shall be paid as follows:

a) The electricity consumption of large electricity consumers or the purchased electricity of authorized electricity retailers in clusters and zones in a trading period that is not higher than the electricity generated by renewable energy generation units distributed to large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones, converted at the delivery point of large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones in the same trading period shall be paid according to Clause 2 of this Article;

...

...

...

Article 15. Power purchase agreements between large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones and power corporations or power companies

1. Large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones and power corporations (or authorized or decentralized units) or power companies shall negotiate, come to terms, and conclude power purchase agreements following the main contents prescribed in Appendix II enclosed herewith.

2. Aside from the content prescribed in Clause 1 of this Article, large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones and power corporations (or authorized or decentralized units) or power companies may make additions to other contents of power purchase agreements to clarify the responsibilities and entitlements of concerned parties in compliance with this Decree and relevant laws.

Article 16. Payment between large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones and power corporations or power companies

1. The total cost of electricity purchased from power corporations or power companies by large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones in each trading period of year N under power purchase agreements concluded among concerned parties shall be determined according to the following formula:

C_KH = C_DN + C_DPPA + C_CL + C_BL

Where:

a) C_KH: The total cost of electricity purchased from power corporations or power companies by large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones (VND);

C_DN: The cost of electricity paid at the electricity market price (VND), determined according to Clause 2 of this Article;

...

...

...

C_CL: The cost of offsetting differences (VND), determined according to Appendix IV enclosed herewith.

C_BL: The cost of electricity purchased at the retail electricity price in each trading period according to Clause 3 Article 14 of this Decree (VND), specifically:

Where:

P_BL(i): Current retail electricity price in trading period i promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam (VND per kWh);

Q_KH(i): Actual electricity consumption of large electricity consumers or purchased electricity of authorized electricity retailers in clusters and zones in period i (kWh);

Q_KHhc(i): Adjusted electricity consumption of large electricity consumers or purchased electricity of authorized electricity retailers in clusters and zones in trading period i (kWh), determined according to the following formula:

Q_KHhc(i) = MIN (Q_KH(i); Q_m(i))

Specifically, Q_m(i) is the electricity generated by renewable energy generation units, converted at the electricity delivery points of large electricity consumers and determined as follows:

...

...

...

Where:

Q_mq(i): Measured electricity of renewable energy generation units in trading period i;

k: Conversion factors according to electricity loss in trading period i, calculated and determined following the regulations on competitive wholesale electricity market operation promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam;

K_PP: Conversion factors according to electricity loss on the electricity distribution grid in year N, determined according to Clause 3 of this Article.

δ: Percentage (%) of the electricity of renewable energy generation units consistently distributed to large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones in trading period i, determined according to Point dd Clause 1 Article 26 of this Decree.

2. The components of electricity costs at the electricity market price in each billing period of year N (C_DN) shall be determined according to the following formula:

Where:

i: Trading period i in a billing period (corresponding to the trading period of the spot electricity market);

...

...

...

Q_KHhc(i): Adjusted electricity consumption of consumers or purchased electricity of authorized electricity retailers in clusters and zones in trading period i (kWh), determined according to Clause 1 of this Article; 

CFMP_(i): Electricity purchase price of the power corporation in the spot electricity market in trading period i (VND per kWh), determined according to the regulations on competitive wholesale electricity market operation promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam;

K_PP: Conversion factors according to electricity loss on the electricity distribution grid in year N, determined according to Clause 3 of this Article.

3. Conversion factors according to electricity loss on the electricity distribution grid (K_PP) in Year N shall be determined as follows (using the figures concerning electricity loss on the electricity distribution grid of the power corporation in year N-2 for calculation):

a) Where large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones purchase electricity with voltage levels from 22kV to under 110kV, K_PP shall be determined according to the following formula:

Where:

L_HV (%): Percentage of electricity loss on the electricity distribution grid with voltage levels of 110kV or higher in year N-2;

L_MV (%): Percentage of electricity loss on the electricity distribution grid at voltage levels from 22kV to under 110kV in year N-2.

...

...

...

Where:

L_HV (%): Percentage of electricity loss on the electricity distribution grid with voltage levels of 110kV or higher in year N-2.

4. The cost of the use of the electricity system (C_DPPA) shall be determined according to the following formula:

Where:

i: Trading period i in a billing period (corresponding to the trading period of the spot electricity market);

l: Total trading periods of a billing period;

Q_KHhc(i): Adjusted electricity consumption of consumers or purchased electricity of authorized electricity retailers in clusters and zones in trading period i (kWh), determined according to Clause 1 of this Article; 

...

...

...

In case of not having any scheme for the annual average retail electricity price in year N mentioned above, the temporarily calculated C_DPPAdv includes the cost of the use of the following services: electricity transmission, electricity retail - distribution, electricity system dispatch, operation, regulation of transactions in the electricity market, and sector management - regulation based on the figures according to the results of the announced cost of electricity production and business in year N-2, determined by the equity multiplied by the respective return on equity in the schemes for annual average retail electricity price of year N-2 and divided by the total domestic commercial electricity of power corporations in the schemes for annual average retail electricity price of year N-2.

After C_DPPAdv calculated under schemes for the average retail electricity price of year N is announced, large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones and power corporations or power companies shall settle the cost of the use of the electricity system for billing periods implemented from the beginning of the year to before the billing period with C_DPPAdv calculated under schemes for the average retail electricity price of year N.

5. Where there are differences in electricity according to the electricity meter readings and due to the rounding of decimals during the calculation of electricity market payments, the calculation of the cost of such differences shall be determined by the differences by each time price schedule (3 schedules) multiplied by the retail price applied to specific subjects, use purposes, voltage levels, and daily use time according to regulations on the implementation of electricity prices of the law on electricity (VND per kWh).

6. Aside from the costs of electricity purchase relevant to the direct electricity trading prescribed in this Decree, in cases where large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones and power corporations or power companies have other electricity trading activities, concerned parties shall negotiate, come to terms, and make payments according to regulations prescribed in the concluded power purchase agreements and relevant laws.

Section 3. ELECTRICITY TRADING BETWEEN LARGE ELECTRICITY CONSUMERS OR AUTHORIZED ELECTRICITY RETAILERS IN CLUSTERS AND ZONES AND RENEWABLE ENERGY GENERATION UNITS

Article 17. Forward power purchase agreements

1. Renewable energy generation units and large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones shall negotiate and conclude forward power purchase agreements following the main contents prescribed in Appendix III enclosed herewith.

2. Concerned parties shall agree on the terms of a forward power purchase agreement, the contractual price, and the committed electricity in the forward power purchase agreement for future trading periods.

3. The reference price in forward power purchase agreements shall be the spot price calculated and announced by the electricity system and market operation units according to the regulations on competitive wholesale electricity market operation promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

...

...

...

Article 18. Payment between large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones and renewable energy generation units  

Large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones and renewable energy generation units shall calculate and pay the committed electricity prescribed in forward power purchase agreements according to the following formula:  

Where:

R_c: Revenue of the renewable energy generation unit according to the forward power purchase agreement in a billing period (VND);

i: Trading period i in a billing period;

l: Total trading periods in a billing period;

P_c(i): Committed price in the forward power purchase agreement (VND per kWh);

FMP_(i): Spot price in the forward power purchase agreement in trading period i (VND per kWh);

...

...

...

Section 4. RESPONSIBILITIES OF UNITS

Article 19. Responsibilities of EVN

1. Come to terms and conclude power purchase agreements with renewable energy generation units when receiving written requests for electricity sales from renewable energy generation units according to relevant laws.

2. Calculate the parameters prescribed in Article 16 of this Decree, including:

a) Conversion factors according to electricity loss on the electricity distribution grid (K_PP) in year N;

b) The cost of the use of the electricity system services for one unit of electricity in year N (C_DPPAdv) applicable to large electricity consumers of power corporations in year N according to Clause 4 Article 16 of this Decree;

c) Where the cost of the use of the electricity system services for one unit of electricity of year N applicable to large electricity consumers of power corporations announced before December 15 of year N-1 is calculated based on the results of the inspection of the announced cost of electricity production and trading in year N-2, within 10 days after the schemes for annual average retail electricity price of year N are inspected, reviewed, and commented on by competent authorities under the mechanisms for adjustments to the average retail electricity price promulgated by the Government of Vietnam, update the cost of the use of the electricity system services for one unit of electricity of year N according to Point b of this Clause;

d) The cost of offsetting differences for one unit of electricity of year N (C_CLdv) applicable to large electricity consumers of power corporations or power companies in year N according to Appendix IV enclosed herewith.

3. Submit reports to the Ministry of Industry and Trade of Vietnam on the results of the parameter calculation according to Clause 2 of this Article and send them to the electricity system and market operation units for announcement on the website of the electricity market before December 15 of year N-1.

...

...

...

Article 20. Responsibilities of electricity system and market operation units

1. Manage the registration for participation in direct electricity trading between renewable energy generation units and large electricity consumers through the national grid and ensure that the total capacity of renewable energy does not exceed the total capacity of renewable energy by each type of electricity source as prescribed in the approved national electricity development planning and relevant adjustment documents (if any).

2. Operate the electricity system and market in compliance with the regulations on systems of electricity transmission, distribution, and measurement; regulations on dispatch, operation, handling, troubleshooting, black start, and restoration of the national electricity system, regulations on competitive wholesale electricity market operation promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam, and relevant laws.

3. Distribute the converted electricity generated by renewable energy generation units to large electricity consumers (at delivery points) following Clause 1 Article 16 of this Decree, ensuring that the total value of the generated electricity (at delivery points) that is distributed in each trading period does not exceed the measured electricity of renewable energy generation units in the same trading period.

4. Announce the lists and electricity consumption in month M-1 of large electricity consumers participating in direct electricity trading through the national grid before the 5th of month M.

5. Announce the lists and generated electricity in Month M-1 of renewable energy generation units participating in direct electricity trading through the national grid before the 5th of month M. 

6. Based on the lists of large electricity consumers ineligible for participating in direct electricity trading in year N sent by power corporations and power companies, summarize them and submit reports to the Ministry of Industry and Trade of Vietnam before November 15 of year N-1. 

7. Announce the lists of large electricity consumers ineligible for participating in direct electricity trading through the national grid in year N before November 30 of year N-1.  

8. Announce figures concerning the electricity market price applicable to electricity sellers (FMP) and the electricity market price applicable to electricity buyers (CFMP) of the last 5 years of operations before January 20 of year N.

...

...

...

Article 21. Responsibilities of renewable energy generation units

1. Invest in the development and commercial operation of power plants while ensuring the committed progress in applications for participation in direct electricity trading.

2. Register participation in the competitive wholesale electricity market; comply with the regulations on competitive wholesale electricity market operation promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.

3. Terminate current power purchase agreements to participate in direct electricity trading.

4. Conclude power purchase agreements on the electricity market with EVN (or authorized units); conclude forward electricity agreements with large electricity consumers (or authorized electricity retailers in clusters and zones).

5. Make agreements on the percentage (%) of the electricity of renewable energy generation units distributed to large electricity consumers according to Point dd Clause 1 Article 26 of this Decree.

6. Provide information on the implementation and arising issues and difficulties during direct electricity trading at the request of competent authorities.

Article 22. Responsibilities of power corporations and power companies

1. Come to terms and conclude power purchase agreements with large electricity consumers participating in direct electricity trading (or authorized electricity retailers in clusters and zones) within 7 working days after receiving the adequate written requests for electricity purchase and relevant documents from large electricity consumers participating in direct electricity trading (or authorized electricity retailers in clusters and zones) according to relevant laws.

...

...

...

3. Review and formulate lists of large electricity consumers (within their management scope) ineligible for participating in direct electricity trading in year N and send them to electricity system and market operation units before November 10 of year N-1.

4. Submit reports to EVN on the percentage of electricity loss on the electricity distribution grid with voltage levels from 22kV to under 110kV and from 110kV and higher in year N-2 of power corporations before November 15 of year N-1.

5. Monitor the information on large electricity consumers participating in direct electricity trading (within their management scope).

6. Provide information on the implementation and arising issues and difficulties during the implementation at the request of competent authorities.

Article 23. Responsibilities of electricity retailers in clusters and zones

1. Negotiate with large electricity consumers about the cost of the provision of grid use services in clusters and zones (from the general electricity purchase meters of authorized electricity retailers in clusters and zones to the retail electricity meters for large electricity consumers) in conformity with the law within 30 days after receiving written requests and sufficient applications from large electricity consumers.

2. Terminate power purchase agreements concluded with large electricity consumers (before they participate in direct electricity trading through the national grid) within 7 working days after agreeing with such consumers on the cost of the provision of grid use services in clusters and zones, excluding the case prescribed in Clause 3 of this Article.  

3. Electricity retailers in clusters and zones authorized by large electricity consumers according to Point c Clause 2 Article 2 of this Decree shall:

a) Agree on the conclusion of power purchase agreements with power corporations or power companies according to Clause 2 Article 24 of this Decree;

...

...

...

c) Agree on the cost of the provision of grid use services in clusters and zones prescribed in Clause 1 of this Article and costs arising from forward electricity agreements concluded with renewable energy generation units and power purchase agreements with power corporations or power companies after making agreements with the authorizing large electricity consumers.

Article 24. Responsibilities of large electricity consumers

1. Agree on the percentage (%) of the electricity of renewable energy generation units consistently distributed to large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones according to the principles prescribed in Point dd Clause 1 Article 26 of this Decree.

2. Large electricity consumers engaging in electricity trading with power corporations (or authorized or decentralized units) or power companies shall:

a) Negotiate and conclude power purchase agreements with power corporations (or authorized or decentralized units) or power companies or forward electricity agreements with renewable energy generation units;

b) Provide information on the implementation and issues and difficulties arising during implementation at the request of competent authorities.

3. Where large electricity consumers authorize electricity retailers in clusters and zones to engage in electricity trading with power corporations (or authorized or decentralized units) or power companies, such consumers shall:

a) Agree on the revision to current power purchase agreements with authorized electricity retailers in clusters and zones to ensure that the electricity supply meets the demands of large electricity consumers;

b) Agree on the cost of the provision of grid use services in clusters and zones prescribed in Clause 1 Article 23 of this Decree and costs arising from forward electricity agreements concluded with renewable energy generation units and power purchase agreements with power corporations or power companies after making agreements with the authorized electricity retailers in clusters and zones.  

...

...

...

Chapter IV

IMPLEMENTATION AND REPORT

Article 25. Procedures for participating indirect electricity trading through private connection grids

1. Renewable energy generation units or investors of renewable energy generation projects shall implement regulations concerning the planning, investment, development, and electricity operation licensing for projects and works concerning sources and grids for direct electricity sales to large electricity consumers in compliance with Clause 1 Article 5 of this Decree.

2. Renewable energy generation units and large electricity consumers shall negotiate, come to terms, and conclude power purchase agreements according to Article 6 of this Decree.

3. Large electricity consumers participating in direct electricity trading through private connection grids shall submit written reports on the conclusion of power purchase agreements with renewable energy generation units (enclosed with copies of the power purchase agreements) to the People’s Committees of provinces or centrally affiliated cities in their areas as follows:

a) Submission methods: in person or by post;

b) Main contents: information on the conclusion of direct power purchase agreements between large electricity consumers and renewable energy generation units; information on large electricity consumers (locations of electricity consumption facilities, electricity use purposes, electricity use situations (if any), and the electricity price in the current power purchase agreements; status quo of renewable energy generation units (types of power plants, generation capacity, status quo of power plants, and electricity price in the current power purchase agreements.

4. Large electricity consumers participating in direct electricity trading through private connection grids shall issue written notices (enclosed with copies of the power purchase agreements between large electricity consumers and renewable energy generation units) to power corporations of power companies (operating in their areas) and electricity system and market operation units in person or by post.

...

...

...

1. Where large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones and renewable energy generation units prescribed in Clause 2 Article 2 of this Decree have agreements on participation in direct electricity trading through the national grid, such consumers or authorized electricity retailers shall submit applications for participation in direct electricity trading to the electricity system and market operation units in person or by post. An application includes:

a) Written request for participation in direct electricity trading;

b) Written agreement on the principles concluded between the renewable energy generation unit and the large electricity consumer or authorized electricity retailer in clusters and zones, including information on the forward electricity agreement between both parties according to Article 17 of this Decree and plans for the expected termination of the current power purchase agreement of the renewable energy generation unit for participation in direct electricity trading;

c) Report on the status quo of the renewable energy generation unit (power plant type, generation capacity, status quo of the power plants, facilities for participation in the electricity market, and electricity price in the current power purchase agreement);

d) Information on the large electricity consumer or authorized electricity retailer in clusters and zones (locations of electricity consumption facility, electricity use purposes, electricity use situations (if any), facilities for participation in the electricity market, and electricity price in the current power purchase agreement (if any));

dd) Written agreement on the percentage (%) of the electricity of the renewable energy generation unit distributed to the large electricity or authorized electricity retailer in clusters and zones. The percentage shall not exceed 100% if 1 renewable energy generation unit concludes a forward electricity agreement with 1 large electricity consumer or authorized electricity retailer in clusters and zones.  Where 1 renewable energy generation unit concludes forward electricity agreements with multiple large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones, the total percentage (%) of the electricity of the renewable energy generation unit distributed to such consumers and authorized electricity retailers shall not exceed 100%.

2. Large electricity consumers in clusters and zones or authorized electricity retailers in clusters and zones prescribed in Clause 2 Article 2 of this Decree shall carry out the addition of the following documents:

a) Written agreements with power corporations or power companies on the responsibility for installing electricity meters of large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones for direct electricity trading meeting specific technical conditions as per regulation;

b) In case of terminating agreements with electricity retailers in clusters and zones: written agreements with electricity retailers in clusters and zones on the expected termination of the concluded power purchase agreements concluded among concerned parties when participating in direct electricity trading and the cost of the provision of grid use services in clusters and zones according to Clause 1 Article 23 of this Decree;

...

...

...

3. Within 5 working days after receiving applications for participation in direct electricity trading according to Clauses 1 and 2 of this Article, electricity system and market operation units shall:

a) Send the applications to power corporations, power companies, or electricity retailers in clusters and zones managing large electricity consumers to verify the accuracy of the information in the applications for participation in direct electricity trading and the possibility of converting the current power purchase agreements of large electricity consumers to conclude direct electricity trading participation agreements as per regulation;

b) Send the applications to EVN for verification of the possibility of concluding power purchase agreements in the spot electricity market with renewable energy generation units according to Article 9 of this Decree;

c) Review the conformity of written agreements on the percentage (%) of the electricity of renewable energy generation units distributed to large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones with the principles prescribed in Point dd Clause 1 of this Article;  

d) Instruct large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones to agree with renewable energy generation units on the percentage (%) of the electricity of renewable energy generation units distributed to large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones according to the principles prescribed in Point dd Clause 1 of this Article.

4. Within 5 working days after receiving applications sent by electricity system and market operation units:

a) Power corporations, power companies, and electricity retailers in clusters and zones shall confirm the applications of large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones in writing regarding the readiness and the expected time for the conversion of power purchase agreements with such consumers or authorized electricity retailers and send them to the electricity system and market operation units;

b) EVN shall issue written confirmations regarding the readiness and the expected time to conclude power purchase agreements in the spot electricity market with renewable energy generation units and send them to the electricity system and market operation units.

5. Within 5 working days from the receipt of the written responses from EVN, power corporations, power companies, electricity retailers in clusters and zones, and electricity system and market operation units shall issue written responses to large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones concerning:

...

...

...

b) The expected time for the conversion of the current power purchase agreements between power corporations, power companies, or electricity retailers in clusters and zones and large electricity consumers;

c) The expected time to apply direct electricity trading.

6. Vietnam Electricity, power corporations, power companies, electricity retailers in clusters and zones, renewable energy generation units, and large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones shall proactively negotiate and conclude agreements according to Articles 9, 15, and 17 of this Decree.

7. Renewable energy generation units, large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones, and relevant units shall invest in and equip infrastructures meeting the conditions for participation in direct electricity trading and send written documents to the electricity system and market operation units regarding the confirmation of the completion of conditions for participation in direct electricity trading in person or by post.  Enclosed applications include the approved applications for participation in the electricity market and copies of concluded agreements according to Articles 9, 15, and 17 of this Decree.

8. Electricity system and market operation units shall inspect applications according to Clause 7 of this Article and send written notices to renewable energy generation units regarding the registration for participation in the electricity market according to the regulations on competitive wholesale electricity market operation promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam while submitting reports to the Ministry of Industry and Trade of Vietnam and sending written notices to EVN, power corporations, power companies, electricity retailers in clusters and zones, and large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones regarding the official time to initiate direct electricity trading between renewable energy generation units and large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones.  

Article 27. Suspension, termination, and reinstatement of participation in direct electricity trading

1. Suspension of participation in direct electricity trading

a) Suspension of participation in direct electricity trading shall apply to large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones and renewable energy generation units in the following cases: suspension of the spot electricity market according to the regulations on competitive wholesale electricity market operation promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam; one of the agreements of the mechanisms for direct electricity trading is suspended or expired, affecting the benefits of concerned parties; there are acts of taking advantage of mechanisms and policies for profiteering; large electricity consumers have participated in direct electricity trading in year N but fail to meet the conditions for participation in direct electricity trading in year N+1 according to Clause 2 Article 5 of this Decree;

b) Payment in case of suspending participation in direct electricity trading of large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones and renewable energy generation units: large electricity consumers shall make payments following the retail electricity price schedule promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam; authorized electricity retailers in clusters and zones shall purchase electricity from power corporations or power companies following the current electricity price schedule; renewable energy generation units shall sell electricity to EVN (or authorized units) and negotiate and agree on the electricity generation price in the renewable energy generation price bracket promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam or according to other electricity price mechanisms.

...

...

...

a) Concerned parties shall terminate their participation in direct electricity trading in one of the following cases: voluntary termination at the request of concerned parties; there are acts of taking advantage of mechanisms and policies for profiteering, causing irreparable consequences;

b) In case of terminating participation in direct electricity trading, renewable energy generation units, large electricity consumers, authorized electricity retailers in clusters and zones, power corporations, and power companies shall negotiate and conclude power purchase agreements according to the current regulations.

3. Reinstatement of participation in direct electricity trading

a) Concerned parties shall reinstate their participation in direct electricity trading in one of the following cases: reinstatement of the spot electricity market, violations have been remedied, and competent authorities issue decisions on reinstatement of participation in the mechanisms;

b) In case of reinstating participation in direct electricity trading, units shall continue to carry out agreements in concluded power purchase agreements.

4. Authority in suspension, termination, and reinstatement of participation in direct electricity trading

a) The Minister of Industry and Trade of Vietnam shall provide feedback on the suspension and reinstatement of participation in direct electricity trading of large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones and renewable energy generation units based on reports and suggestions of the electricity system and market operation units or other relevant agencies and organizations;

b) The Minister of Industry and Trade of Vietnam shall decide on the termination of participation in direct electricity trading of large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones and renewable energy generation units after collecting written feedback from relevant agencies.

Article 28. Report

...

...

...

1. Reporting regulations applicable to direct electricity trading through private connection grids

a) A report on relevant information when implementing direct electricity trading through private connection grids following Form No. 01 in Appendix V enclosed with this Decree is as follows:

Name of the report: Report on direct electricity trading;

Content: Information on agreement parties (seller, buyer); agreed electricity; electricity price; other contents;

Subjects: large electricity consumers participating in direct electricity trading through private connection grids;

Receiving authorities: Ministry of Industry and Trade of Vietnam and People’s Committees of provinces and centrally affiliated cities (only receiving reports from large electricity consumers in areas under their management);

Submission: By post;

Submission time limit: Within 10 days after the conclusion of agreements on direct electricity trading through private connection grids. 

b) A report on the results of direct electricity trading through private connection grids in year N-1 following Form No. 02 in Appendix V enclosed with this Decree is as follows:

...

...

...

Content: Information on agreement parties (seller, buyer); electricity subject to trading in the year; costs of direct electricity purchase monthly and yearly; difficulties, deficiencies, and suggestions; 

Subjects: large electricity consumers participating in direct electricity trading through private connection grids;

Receiving authorities: Ministry of Industry and Trade of Vietnam and People’s Committees of provinces and centrally affiliated cities (only receiving reports from large electricity consumers in areas under their management);

Submission: By post;

Submission time limit: Before January 30 of year N;

Submission frequency: Every year.

2. Reporting regulations applicable to direct electricity trading through the national grid 

a) A report on the results of direct electricity trading through the national grid in month M-1 following Form No. 03 in Appendix V enclosed with this Decree is as follows:

Name of the report: Report on the results of direct electricity trading of the preceding month; 

...

...

...

Subjects: Electricity system and market operation units, power corporations, and power companies;

Receiving authorities: Ministry of Industry and Trade of Vietnam and People’s Committees of provinces and centrally affiliated cities (only receiving reports from power corporations in areas under their management);

Submission: Through emails or by post:

Submission time limit: Before the 20th of month M; 

Submission frequency: Every month.

b) A report on the results of direct electricity trading through the national grid in year N-1 following Form No. 04 in Appendix V enclosed with this Decree is as follows:

Name of the report: Report on the results of direct electricity trading through the national grid nationwide in year N-1;

Content: The total number of renewable energy generation units and large electricity consumers or authorized electricity retailers in clusters and zones participating in direct electricity trading; information on renewable energy generation units and large electricity consumers; electricity subject to trading in the year; costs of direct electricity purchase in the year; difficulties, deficiencies, and solutions (if any);

Subjects: EVN; electricity system and market operation units, power corporations, and power companies;

...

...

...

Submission: Through emails or by post:

Submission time limit: Before January 30 of year N;

Submission frequency: Every year.

Chapter V

IMPLEMENTATION PROVISIONS

Article 29. Implementation responsibilities

1. Ministry of Industry and Trade of Vietnam shall:

a) Assume responsibility before the Government of Vietnam for the consistent implementation of the state management of contents prescribed in this Decree to ensure national electricity security and electricity system safety according to the approved national electricity development planning and plan to implement the national electricity development planning; promptly submit reports to competent authorities for consideration and decision on adjustments to electricity development planning as per regulation based on the technical and technological conformity and conformity of the electricity transmission system and the demands for the development of electricity sources for direct electricity trading;

b) Take charge and cooperate with ministries in directing relevant agencies and units to implement direct electricity trading; instruct, monitor, and settle arising issues during the implementation of direct electricity trading within their jurisdiction;

...

...

...

d) Inspect, supervise, and settle complaints and handle violations during direct electricity trading;

dd) Take charge and cooperate with ministries in providing counseling for the Government of Vietnam for amendments to the mechanisms for direct electricity trading between renewable energy generation units and large electricity consumers.

2. People’s Committees of provinces and centrally affiliated cities shall:

a) Assume responsibility for the state management of the contents prescribed in this Decree within their local management scope;

b) Assign agencies specializing in electricity to take charge and assume responsibility for carrying out cooperation in the inspection of the implementation of power purchase agreements according to this Decree and relevant laws;

c) Inspect, supervise, and settle complaints and handle violations during direct electricity trading according to areas under their management.

3. EVN shall:

a) Organize and direct its affiliates to implement direct electricity trading;

b) Instruct and direct power corporations to compile the draft contents of power purchase agreements between them and large electricity consumers according to Article 15 of this Decree;

...

...

...

d) Provide guidelines for power corporations on the payment of components of the costs of direct electricity trading services (costs of electricity transmission, electricity distribution-retail, electricity system dispatch and operation, electricity market transaction regulation, sector management-regulation, electricity system support services, and difference offsetting) for relevant service providers;  

dd) Provide guidelines for power corporations on the calculation of the percentage of electricity loss on the electricity distribution grid by each voltage level according to Clause 3 Article 16 of this Decree;

e) Assess direct electricity trading and carry out the reporting regulations according to Article 28 of this Decree.

4. Electricity system and market operation units shall provide guidelines for units participating in direct electricity trading through the national grid according to Article 26 of this Decree.

Article 30. Transitional provision

Regarding power purchase agreements concluded before the effective date of this Decree and conformable with specific regulations, concerned parties shall continue to implement the concluded power purchase agreements until they expire or negotiate and agree on the revision to power purchase agreements under this Decree.

Article 31. Entry into force

1. This Decree comes into force from the date on which it is signed.

2. Decree No. 80/2024/ND-CP dated July 3, 2024 of the Government of Vietnam shall be annulled.

...

...

...

a) Costs of the use of electricity system services for one unit of electricity; 

b) Costs of offsetting differences for one unit of electricity;

c) Conversion factors according to electricity loss on the electricity distribution grid.

4. During the implementation, if any legislative document referred to in this Decree is amended, supplemented, or replaced, comply with its new edition.

5. Difficulties arising during the implementation of this Decree shall be reported to the Ministry of Industry and Trade of Vietnam for research and consideration for requesting the Government of Vietnam to make appropriate amendments.

ON BEHALF OF THE GOVERNMENT
PP. PRIME MINISTER
DEPUTY PRIME MINISTER




Bui Thanh Son