|
BỘ CÔNG
THƯƠNG
-------
|
CỘNG HÒA
XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số: 10/2025/TT-BCT
|
Hà Nội,
ngày 01 tháng 02 năm 2025
|
THÔNG
TƯ
QUY
ĐỊNH VỀ PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH VÀ NGUYÊN TẮC ÁP DỤNG BIỂU GIÁ CHI PHÍ TRÁNH ĐƯỢC
CHO CÁC NHÀ MÁY ĐIỆN NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO NHỎ; NỘI DUNG CHÍNH CỦA HỢP ĐỒNG MUA
BÁN ĐIỆN
Căn cứ Luật Điện lực ngày 30 tháng 11 năm 2024;
Căn cứ Nghị định số 96/2022/NĐ-CP ngày 29 tháng 11 năm 2022 của
Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công
Thương; Nghị định số 105/2024/NĐ-CP ngày 01
tháng 8 năm 2024 sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 96/2022/NĐ-CP và Nghị định số 26/2018/NĐ-CP ngày 28 tháng 02 năm 2018 của
Chính phủ về Điều lệ tổ chức và hoạt động của Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
Theo đề nghị của Cục
trưởng Cục Điều tiết điện lực;
Bộ trưởng Bộ Công
Thương ban hành Thông tư quy định về phương pháp xác định và nguyên tắc áp dụng
biểu giá chi phí tránh được cho các nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ; nội
dung chính của hợp đồng mua bán điện.
Chương I
QUY
ĐỊNH CHUNG
Điều 1. Phạm
vi và đối tượng áp dụng
1. Thông tư này hướng dẫn chi tiết khoản 5 Điều 44, điểm g khoản 1 Điều 51, điểm e khoản 1 Điều 51 của
Luật Điện lực số 61/2024/QH15 về phương pháp xác định và nguyên tắc áp dụng
biểu giá chi phí tránh được cho các nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ; nội dung
chính của hợp đồng mua bán điện.
2. Thông tư này áp dụng đối với các đối tượng
sau đây:
a) Các tổ chức, cá nhân mua điện, bán điện
từ các nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ;
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện, các cơ quan, tổ chức, cá nhân khác có liên quan.
Điều 2. Giải
thích từ ngữ
Trong Thông tư này, các từ ngữ dưới đây được
hiểu như sau:
1. Bên bán điện là tổ chức,
cá nhân có giấy phép hoạt động điện lực hoặc được miễn giấy phép hoạt động điện
lực theo quy định pháp luật trong lĩnh vực phát điện sở hữu nhà máy điện năng lượng
tái tạo nhỏ.
2. Bên mua điện là Tập đoàn
Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị phân phối điện có giấy phép hoạt động điện lực trong
lĩnh vực phân phối và bán lẻ điện, có lưới điện mà các nhà máy điện năng lượng tái
tạo nhỏ sẽ đấu nối để mua điện với bên bán điện.
3. Điện năng dư là toàn bộ lượng
điện năng sản xuất trong mùa mưa vượt quá lượng điện năng với hệ số phụ tải trong
mùa mưa là 0,85.
4. Điện năng trên thanh cái là toàn bộ điện
năng sản xuất trừ đi lượng điện tự dùng bên trong phạm vi nhà máy.
5. Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện là đơn vị thực hiện chức năng 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 Vận hành
hệ thống điện và thị trường điện Quốc gia - NSMO).
6. Hệ số phụ tải là tỷ số giữa
lượng điện năng sản xuất thực tế với lượng điện năng có thể sản xuất ở chế độ vận
hành 100% công suất định mức trong một khoảng thời gian nhất định (năm, mùa, tháng,
ngày).
7. Mùa mưa được tính từ
ngày 01 tháng 7 đến ngày 31 tháng 10.
8. Mùa khô được tính từ
ngày 01 tháng 11 đến ngày 30 tháng 6 năm sau.
9. Năm lấy số liệu tính toán
biểu giá
áp dụng cho năm N được tính từ ngày 01 tháng 7 của năm (N-2) tới ngày 30 tháng 6
của năm (N-1).
10. Nhà máy năng lượng tái tạo
nhỏ
là nhà máy thủy điện có công suất lắp máy nhỏ hơn hoặc bằng 30 MW được quy định
tại Quyết định số 2394/QĐ-BCN ngày 01 tháng 9 năm 2006 của Bộ Công nghiệp.
Chương II
XÂY
DỰNG, PHÊ DUYỆT, THỰC HIỆN BIỂU GIÁ CHI PHÍ TRÁNH ĐƯỢC
Điều 3. Cấu
trúc Biểu giá chi phí tránh được
1. Biểu giá chi phí tránh được (chưa bao
gồm thuế tài nguyên nước, tiền dịch vụ môi trường rừng, tiền cấp quyền khai thác
tài nguyên nước, thuế giá trị gia tăng và các khoản tiền, thuế, phí khác nếu có
theo quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền) được tính theo thời gian sử dụng
trong ngày và các mùa trong năm được quy định chi tiết tại Phụ lục I ban hành kèm
theo Thông tư này, bao gồm 07 (bảy) thành phần như sau:
a) Giờ cao điểm mùa khô;
b) Giờ bình thường mùa khô;
c) Giờ thấp điểm mùa khô;
d) Giờ cao điểm mùa mưa;
đ) Giờ bình thường mùa mưa;
e) Giờ thấp điểm mùa mưa;
g) Điện năng dư.
2. Các chi phí tương ứng với 07 (bảy) thành
phần biểu giá bao gồm:
a) Chi phí điện năng phát điện tránh được;
b) Chi phí tổn thất truyền tải tránh được;
c) Chi phí công suất phát điện tránh được
(chỉ áp dụng trong thời gian cao điểm của mùa khô).
3. Thời gian sử dụng điện trong ngày áp dụng
cho biểu giá chi phí tránh được phù hợp với quy định trong biểu giá bán lẻ điện
hiện hành hoặc quy định thay thế khác.
Đối với các khu vực có quá tải đường dây
truyền tải điện, thừa nguồn điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện xác nhận hoặc công bố; các nhà máy thủy điện trên cùng bậc thang; các nhà máy
thủy điện cung cấp nước cho hạ du theo yêu cầu của Ủy ban nhân dân cấp tỉnh; căn
cứ nhu cầu phụ tải của hệ thống điện tại từng khu vực, có xét đến các phụ tải đã
tự dùng điện mặt trời áp mái để tính toán, xác định các nhà máy điện năng lượng
tái tạo nhỏ cần thiết phải dịch chuyển giờ phát điện cao điểm (không dịch chuyển
giờ phát điện cao điểm đối với từng tổ máy), bên mua điện và bên bán điện thỏa thuận
thời gian áp dụng giá giờ cao điểm theo nguyên tắc đảm bảo đủ số giờ cao điểm theo
quy định.
Điều 4. Biểu
giá chi phí tránh được
1. Biểu giá chi phí tránh được được xây dựng
và công bố hằng năm.
2. Trước ngày 31 tháng 10 hàng năm, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm chủ trì, phối hợp với Tập
đoàn Điện lực Việt Nam và các đơn vị có liên quan để cập nhật cơ sở dữ liệu, thực
hiện tính toán, lập biểu giá chi phí tránh được cho năm kế tiếp theo phương pháp
quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này, trình cơ quan quản lý nhà
nước về điện tại Bộ Công Thương.
3. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ
ngày nhận được hồ sơ biểu giá chi phí tránh được nêu tại khoản 2 Điều này, cơ quan
quản lý nhà nước về điện tại Bộ Công Thương có trách nhiệm kiểm tra nội dung của
hồ sơ trình duyệt. Trường hợp cần thiết, cơ quan quản lý nhà nước về điện tại Bộ
Công Thương có văn bản yêu cầu Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
sửa đổi, bổ sung hoặc giải trình làm rõ các nội dung trong hồ sơ. Chậm nhất sau
15 ngày làm việc kể từ ngày nhận được yêu cầu sửa đổi, bổ sung hoặc giải trình làm
rõ các nội dung trong hồ sơ của cơ quan quản lý nhà nước về điện tại Bộ Công Thương,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi văn bản báo
cáo giải trình về nội dung trong hồ sơ theo yêu cầu.
4. Trong thời hạn 30 ngày làm việc kể từ
ngày nhận được đầy đủ hồ sơ biểu giá chi phí tránh được và báo cáo giải trình làm
rõ các nội dung trong hồ sơ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện,
cơ quan quản lý nhà nước về điện tại Bộ Công Thương có trách nhiệm:
a) Thẩm định các thông số đầu vào, kết quả
tính toán biểu giá chi phí tránh được hàng năm do Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện lập. Trường hợp cần thiết, có thể mời các tổ chức, cá nhân có
liên quan tham gia thẩm định;
b) Nghiên cứu, đề xuất và trình Bộ trưởng
Bộ Công Thương xem xét, quyết định biểu giá chi phí tránh được ở mức hợp lý nhằm
khuyến khích sản xuất điện từ năng lượng tái tạo, đồng thời đảm bảo biểu giá chi
phí tránh được phù hợp với điều kiện kinh tế - xã hội của đất nước trong từng giai
đoạn;
5. Trong thời hạn 02 ngày làm việc kể từ
ngày biểu giá chi phí tránh được được ban hành, cơ quan quản lý nhà nước về điện
tại Bộ Công Thương có trách nhiệm công bố biểu giá chi phí tránh được cho năm tiếp
theo trên trang thông tin điện tử của cơ quan quản lý nhà nước về điện tại Bộ Công
Thương và của Bộ Công Thương.
6. Trong trường hợp biểu giá chi phí tránh
được chưa được công bố đúng thời hạn, được phép tạm thời áp dụng biểu giá chi phí
tránh được của năm trước cho đến khi biểu giá chi phí tránh được mới được công bố.
Phần chênh lệch do thanh toán theo biểu giá chi phí tránh được cũ và biểu giá chi
phí tránh được mới sẽ được các bên hoàn lại trong lần thanh toán đầu tiên áp dụng
biểu giá chi phí tránh được mới.
Điều 5.
Trách nhiệm đấu nối
1. Bên bán điện chịu trách nhiệm đầu tư,
vận hành và bảo dưỡng đường dây và trạm biến áp tăng áp (nếu có) từ nhà máy điện
của bên bán điện đến điểm đấu nối với lưới điện của bên mua điện.
2. Điểm đấu nối do bên bán điện và bên mua
điện thoả thuận theo nguyên tắc là điểm đấu nối gần nhất vào lưới điện hiện có của
bên mua điện (trừ trường hợp hai bên có thỏa thuận khác), đảm bảo truyền tải công
suất nhà máy điện của bên bán điện, phù hợp với quy hoạch lưới điện được duyệt.
3. Trường hợp điểm đấu nối khác với điểm
đặt thiết bị đo đếm, bên bán điện chịu phần tổn thất điện năng trên đường dây đấu
nối và tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy. Phương pháp tính toán tổn thất
trên đường dây đấu nối được thực hiện theo quy định tại Phụ lục III ban hành kèm
theo Thông tư này.
Điều 6. Hợp
đồng mua bán điện
1. Nội dung chính hợp đồng mua bán điện quy
định tại Phụ lục IV ban hành kèm theo Thông tư này là cơ sở cho bên bán điện, và
bên mua điện đàm phán ký kết. Bên bán điện và bên mua điện có quyền thỏa thuận,
thống nhất bổ sung các điều khoản được quy định cụ thể trong hợp đồng mua bán điện
phù hợp quy định pháp luật của Việt Nam.
2. Ngôn ngữ hợp đồng sử dụng là tiếng Việt.
Bên bán điện và bên mua điện có thể thỏa thuận bổ sung hợp đồng với ngôn ngữ sử
dụng bằng tiếng Anh.
3. Thời hạn áp dụng biểu giá chi phí tránh
được trong hợp đồng mua bán điện là 20 năm kể từ ngày vận hành thương mại của nhà
máy điện hoặc ngày vận hành thương mại theo từng tổ máy đối với nhà máy điện có
nhiều tổ máy.
Chương III
ĐIỀU
KHOẢN THI HÀNH
Điều 7.
Trách nhiệm của cơ quan quản lý nhà nước về điện tại Bộ Công Thương
1. Chỉ đạo Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện lập biểu giá chi phí tránh được hằng năm theo quy định tại Phụ
lục II ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Chỉ định các nhà máy điện cung cấp các
số liệu cần thiết phục vụ yêu cầu lập biểu giá chi phí tránh được cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện (nếu cần thiết).
3. Thẩm định, trình Bộ Công Thương xem xét,
quyết định biểu giá chi phí tránh được hằng năm; công bố biểu giá chi phí tránh
được hằng năm.
4. Bảo mật các thông tin liên quan đến chi
phí của nhà máy điện dùng để tính biểu giá chi phí tránh được.
5. Hướng dẫn việc thực hiện Thông tư này.
Điều 8.
Trách nhiệm của bên bán điện
1. Thỏa thuận, ký kết hợp đồng với bên mua
điện theo biểu giá chi phí tránh được trên cơ sở các nội dung chính hợp đồng mua
bán điện quy định tại Phụ lục IV ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Lắp đặt công tơ 03 giá và các thiết bị
đi kèm phù hợp với các quy định hiện hành để đo đếm điện năng sử dụng cho thanh
toán tiền điện.
3. Bán toàn bộ lượng điện năng trên thanh
cái của nhà máy cho bên mua điện khi áp dụng biểu giá chi phí tránh được. Trường
hợp vì mục đích cung cấp điện cho các khu vực chưa có điện lân cận nhà máy điện
theo đề nghị của chính quyền địa phương, bên bán điện được bán một phần sản lượng
với giá thoả thuận phù hợp với quy định của pháp luật cho đơn vị phân phối điện
tại địa phương nhưng phải thoả thuận trước bằng văn bản với bên mua điện.
4. Tuân thủ quy định vận hành hệ thống điện,
quy định hệ thống điện truyền tải, hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban
hành.
Điều 9.
Trách nhiệm của bên mua điện
1. Thỏa thuận, ký kết hợp đồng với bên bán
điện theo biểu giá chi phí tránh được trên cơ sở các nội dung chính hợp đồng mua
bán điện quy định tại Phụ lục IV ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Mua toàn bộ lượng điện năng bên bán điện
phát lên lưới theo khả năng truyền tải của lưới điện, trừ phần điện năng bán cho
đơn vị phân phối điện tại địa phương theo quy định tại khoản 3 Điều
8 Thông tư này.
3. Tuân thủ quy định vận hành hệ thống điện,
quy định hệ thống điện truyền tải, hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban
hành.
4. Gửi cơ quan quản lý nhà nước về điện tại
Bộ Công Thương báo cáo kết quả thoả thuận với bên bán điện trong trường hợp thay
đổi thời gian áp dụng giá giờ cao điểm theo quy định tại khoản 3
Điều 3 Thông tư này trong thời hạn 15 ngày kể từ ngày thoả thuận với bên bán
điện.
5. Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các Tổng
công ty điện lực có trách nhiệm xây dựng phương án xử lý tình trạng quá tải đường
dây truyền tải điện đối với các trường hợp quy định tại khoản 3 Điều
3 Thông tư này.
Điều 10.
Trách nhiệm của các đơn vị điện lực khác
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm lập biểu giá chi phí tránh được hằng năm và bảo mật thông tin
liên quan đến chi phí của nhà máy điện dùng để tính biểu giá chi phí tránh được.
2. Các nhà máy điện, đơn vị điện lực khác
được cơ quan quản lý nhà nước về điện tại Bộ Công Thương chỉ định có trách nhiệm
cung cấp các số liệu cần thiết phục vụ yêu cầu tính biểu giá chi phí tránh được
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 11.
Hiệu lực thi hành
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ
ngày 01 tháng 2 năm 2025.
2. Bãi bỏ Thông tư số 32/2014/TT-BCT ngày 09 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương quy định về trình tự xây dựng, áp dụng biểu giá chi phí tránh được
và ban hành hợp đồng mua bán điện mẫu cho các nhà máy thủy điện nhỏ và Thông tư
số 29/2019/TT-BCT ngày 14 tháng 11 năm 2019 của
Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 32/2014/TT-BCT ngày 09 tháng 10 năm 2014 của Bộ
trưởng Bộ Công Thương quy định về trình tự xây dựng, áp dụng biểu giá chi phí tránh
được và ban hành hợp đồng mua bán điện mẫu cho các nhà máy thủy điện nhỏ và bãi
bỏ Thông tư số 06/2016/TT-BCT ngày 14 tháng 6
năm 2019 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư
số 32/2014/TT-BCT ngày 09 tháng 10 năm 2014
của Bộ trưởng Bộ Công Thương.
3. Đối với các nhà máy thủy điện nhỏ và cụm
thủy điện bậc thang có các nhà máy thủy điện trong cụm đã đưa vào vận hành, ký hợp
đồng mua bán điện theo biểu giá chi phí tránh được còn hiệu lực trước thời điểm
Thông tư này có hiệu lực thì tiếp tục thực hiện theo hợp đồng mua bán điện đã ký.
4. Đối với nhà máy điện năng lượng tái tạo
nhỏ khi hết thời hạn hợp đồng mua bán điện theo biểu giá chi phí tránh được, bên
bán điện thực hiện đàm phán hợp đồng mua bán điện với bên mua điện theo quy định
tại khoản 2 Điều 51 Luật Điện lực.
5. Bên bán điện sở hữu nhà máy điện năng
lượng tái tạo nhỏ thuộc phạm vi và đối tượng áp dụng của Thông tư này có quyền lựa
chọn để nhà máy tham gia thị trường điện khi tuân thủ các điều kiện sau:
a) Trang bị đầy đủ cơ sở hạ tầng tham gia
thị trường điện theo quy định;
b) Cam kết tuân thủ đầy đủ các quy định của
thị trường điện, ký hợp đồng mua bán điện phù hợp với các quy định của thị trường
điện;
c) Khi lựa chọn tham gia thị trường điện,
bên bán điện không được lựa chọn lại việc áp dụng biểu giá chi phí tránh được;
d) Trường hợp bên bán điện đang áp dụng biểu
giá chi phí tránh được và đã ký hợp đồng mua bán điện thì bên bán điện ký thoả thuận
với bên mua điện chấm dứt và thanh lý hợp đồng trước thời hạn theo đúng các quy
định trong hợp đồng đã ký kết giữa hai bên và các quy định có liên quan do cơ quan
Nhà nước có thẩm quyền ban hành.
6. Trong quá trình thực hiện xây dựng, tính
toán biểu giá chi phí tránh được, nếu phát sinh vướng mắc, đơn vị có liên quan có
trách nhiệm phản ánh về Bộ Công Thương để bổ sung, sửa đổi cho phù hợp./.
|
Nơi nhận:
-
Văn phòng Tổng Bí thư;
- Văn phòng Chủ tịch nước;
- Văn phòng Quốc hội;
- Thủ tướng và các Phó Thủ tướng Chính phủ;
- Các Bộ, cơ quan ngang Bộ, cơ quan thuộc Chính phủ;
- UBND, HĐND tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương;
- Sở Công Thương tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương;
- Viện Kiểm Sát NDTC; Tòa án NDTC;
- Kiểm toán Nhà nước;
- Lãnh đạo Bộ;
- Cục Kiểm tra văn bản QPPL (Bộ Tư pháp);
- Cục Kiểm soát TTHC (Văn phòng Chính phủ);
- Công báo;
- Website Chính phủ, Bộ Công Thương;
- Lưu: VT, PC, ĐTĐL.
|
KT. BỘ
TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG
Trương Thanh Hoài
|
PHỤ
LỤC I
BIỂU GIÁ CHI PHÍ TRÁNH ĐƯỢC
(Ban hành kèm theo Thông tư số 10/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của
Bộ trưởng Bộ Công Thương)
|
Thành phần
giá
|
Mùa khô
|
Mùa mưa
|
|
Giờ cao điểm
|
Giờ bình
thường
|
Giờ thấp điểm
|
Giờ cao điểm
|
Giờ bình
thường
|
Giờ thấp điểm
|
Phần điện
năng dư
|
|
I. Giá điện năng
tránh được
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Chi phí điện năng
phát điện tránh được
|
X
|
X
|
X
|
X
|
X
|
X
|
X
|
|
Chi phí tổn thất
truyền tải tránh được
|
X
|
X
|
X
|
X
|
X
|
X
|
X
|
|
II. Giá công suất
tránh được
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Chi phí công suất
phát điện tránh được
|
X
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
|
Tổng cộng
|
X
|
X
|
X
|
X
|
X
|
X
|
X
|
Ghi chú:
- X = được áp dụng, có giá trị khác 0; 0
= không áp dụng.
- Biểu giá chi phí tránh được chưa bao
gồm thuế tài nguyên nước, tiền dịch vụ môi trường rừng, tiền cấp quyền khai
thác tài nguyên nước, thuế giá trị gia tăng và các khoản tiền, thuế, phí khác
nếu có theo quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền.
Bên mua điện có trách nhiệm thanh toán
cho bên bán điện thuế tài nguyên nước, tiền dịch vụ môi trường rừng, tiền cấp
quyền khai thác tài nguyên nước, thuế giá trị gia tăng và các khoản tiền, thuế,
phí khác nếu có theo quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền.
PHỤ
LỤC II
PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN BIỂU GIÁ CHI PHÍ TRÁNH ĐƯỢC
(Ban hành kèm theo Thông tư số 10/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của
Bộ trưởng Bộ Công Thương)
1. Chi phí điện năng
tránh được
Các bước tính chi phí điện năng tránh
được như sau:
a) Chi phí nhiên liệu trung bình tháng (đồng/kWh)
của từng nhà máy nhiệt điện đã có hợp đồng mua bán điện trong hệ thống cho năm
lấy số liệu tính toán biểu giá, trừ các nhà máy nhiệt điện có nghĩa vụ bao tiêu
nhiên liệu, các nhà máy nhiệt điện sử dụng khí thiên nhiên trong nước được huy
động tối đa theo khả năng cấp khí và các ràng buộc về nhiên liệu, sản lượng
điện hợp đồng tối thiểu dài hạn, bán điện dư, cung cấp dịch vụ phụ trợ và nhà
máy điện BOT. Tổng chi phí nhiên liệu chính (bao gồm chi phí vận chuyển) và sản
lượng điện năng tương ứng với phần nhiên liệu chính trong tháng của các nhà máy
nhiệt điện được cung cấp theo hồ sơ thanh toán tiền điện hàng tháng cho năm lấy
số liệu;
b) Với mỗi giờ của năm lấy số liệu tính
toán biểu giá, xếp hạng theo thứ tự giảm dần của chi phí biến đổi của các nhà
máy nhiệt điện quy định tại Điểm a Khoản này. Chi phí biến đổi được xác định
dựa trên chi phí nhiên liệu trung bình tháng của các nhà máy nhiệt điện;
c) Tổng công suất phát lớn nhất của hệ
thống trong năm lấy số liệu tính toán ký hiệu là (P);
d) Công suất tham chiếu P*
được tính bằng Fa x p, với Fa
là hệ số điều chỉnh phần năng lượng biên của biểu đồ phụ tải, do Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện đề xuất và được chọn trong khoảng [Fo;
FN].
Trong đó:
- Xi: Tổng sản lượng điện của
các nhà máy điện tua bin khí chu trình hỗn hợp (trừ các nhà máy tại Điểm a Khoản
này) có giá khí biến đổi theo giá nhiên liệu thế giới trong năm lấy số liệu
tính toán biểu giá;
- X: Tổng sản lượng điện của các nhà máy
điện tua bin khí chu trình hỗn hợp (trừ các nhà máy tại Điểm a Khoản này) trong
năm lấy số liệu tính toán biểu giá;
- Pi: Giá khí trung bình (USD/mmBTU)
của các nhà máy điện tua bin khí chu trình hỗn hợp có giá khí biến đổi theo giá
nhiên liệu thế giới trong năm lấy số liệu tính toán biểu giá;
- FN: Tỷ lệ giữa sản lượng
điện của các nhà máy nhiệt điện (trừ các nhà máy tại Điểm a Khoản này) và tổng
sản lượng điện của toàn hệ thống trong năm lấy số liệu tính toán biểu giá.
đ) Với mỗi giờ của năm lấy số liệu tính
toán biểu giá, giá điện năng cMj được tính toán căn cứ
vào chi phí của các nhà máy có chi phí nhiên liệu trung bình tháng và được tính
theo công suất tham chiếu P* (đã loại trừ các nhà máy tại điểm a khoản
này).
Ví dụ, nếu P*=1000MW, và
nếu trong một số giờ j nhà máy có giá thành cao nhất được huy động 600MW
với chi phí biến đổi là c1, và nhà máy có giá thành cao thứ
hai được huy động 500MW với chi phí biến đổi là c2, chi phí
(tránh được) biên trung bình cho giờ đó, với công suất tham chiếu P*, cMj
được tính theo công thức:
e) Giá biến đổi theo nhiên liệu chính
được điều chỉnh theo tốc độ tăng tương ứng của chi phí nhiên liệu chính trong
năm tính toán. Tốc độ tăng giá nhiên liệu chính hàng năm được xác định theo thứ
tự ưu tiên sau:
- Theo các hợp đồng cung cấp nhiên liệu
cho các nhà máy nhiệt điện trong hệ thống;
- Theo giá thị trường, với nguồn tham
khảo rõ ràng và đáng tin cậy (như nguồn do Ngân hàng thế giới công bố), được cơ
quan quản lý nhà nước về điện tại Bộ Công Thương cho phép áp dụng; các nhà máy
điện có giá nhiên liệu phụ thuộc giá nhiên liệu thế giới, tốc độ tăng giá nhiên
liệu chính dùng để tính toán giá biến đổi theo nhiên liệu chính của năm tính
toán sẽ chịu mức trần bằng 110%;
- Do Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện đề xuất và được cơ quan quản lý nhà nước về điện tại Bộ Công
Thương cho phép áp dụng.
g) Với mỗi khoảng thời gian tương ứng
với sáu thành phần thời gian phân biệt theo mùa và theo thời gian sử dụng điện
trong ngày của biểu giá, giá trung bình hàng năm được tính là trung bình của cMj
trong mỗi khoảng thời gian đó.
h) Giá điện năng dư được tính bằng 50%
giá trong các giờ thấp điểm vào mùa mưa.
2. Tổn thất truyền tải
tránh được
Cách tính tổn thất truyền tải tránh được
như sau:
a) Với mỗi giờ trong năm, điều kiện vận
hành hệ thống được xác định trên cơ sở luồng công suất của đường dây 500kV đi
qua ranh giới phân biệt phụ tải giữa 3 miền (Bắc-Trung và Trung-Nam).
b) Do trên đường dây 500kV luôn có một
luồng công suất truyền tải nào đó, “cân bằng” không có nghĩa là bằng 0 mà bằng
một luồng công suất (bất kể theo hướng nào) trên một giá trị ngưỡng. Ngưỡng này
được quy định tùy thuộc vào điều kiện về điều chỉnh điện áp và ổn định hệ thống
điện. Khi luồng công suất trên đường dây 500kV truyền tải qua ranh giới phân
biệt phụ tải miễn nhỏ hơn ngưỡng này thì được xem là cân bằng. Giá trị ngưỡng
cân bằng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định.
c) Đối với nhà máy đủ điều kiện kết nối
với lưới điện miền Bắc, nhà máy điện được thưởng thanh toán tổn thất truyền tải
khi miền Bắc nhận điện từ miền Trung qua đường dây 500kV.
d) Đối với nhà máy đủ điều kiện kết nối
với lưới điện miền Trung, nhà máy điện được thưởng thanh toán tổn thất truyền
tải khi miền Trung nhận điện từ miền Nam qua đường dây 500kV.
e) Đối với nhà máy đủ điều kiện kết nối
với lưới điện miền Nam, nhà máy điện được thưởng thanh toán tổn thất truyền tải
khi miền Nam nhận điện từ miền Trung qua đường dây 500kV.
đ) Nhà máy bị phạt thanh toán tổn thất
truyền tải trong các trường hợp còn lại. Với mỗi giờ trong năm, giá tổn thất
truyền tải tránh được T được tính như sau:
Trường hợp nhà máy điện nối lưới ở miền
Bắc:
TB
= CM (1 + λB)(1 ± λ500) - CM
Trường hợp nhà máy điện nối lưới ở miền
Trung:
TT
= CM (1 + λT)(1 ± λ500) - CM
Trường hợp nhà máy điện nối lưới ở miền
Nam:
TN
= CM (1 + λN)(1 ± λ500) - CM
Trong đó:
CM = Chi phí nhiên liệu trung
bình trong tháng của tổ máy nhiệt điện chạy đỉnh (đắt nhất) trong hệ thống
(đồng/kWh).
λB, λT, λN =
Lần lượt là tỷ lệ tổn thất trên hệ thống truyền tải điện miền Bắc, Trung, Nam
đến cấp điện áp 220kV, bao gồm cả tổn thất trạm biến áp.
λ500 = Tỷ lệ tổn thất trung
bình trên hệ thống đường dây 500kV (gồm cả tổn thất trạm biến áp)
TB, TT, TN
= Lần lượt là giá tổn thất truyền tải tránh được ở miền Bắc, Trung và Nam (đồng/kWh).
g) Dấu trong biểu thức 1 ± λ500:
Nếu dương là “thưởng”, âm là “phạt”.
h) Các giá trị T được tính trung bình
cho tất cả các giờ liên quan trong biểu giá.
3. Giá công suất tránh
được của biểu giá
Giá công suất tránh được xác định bằng
giá công suất của nhà máy nhiệt điện được thay thế bởi nguồn điện năng lượng
tái tạo nhỏ. Nhà máy nhiệt điện được là nhà máy điện tua bin khí chu trình hỗn
hợp (CCGT). Các thông số tính toán chi phí công suất tránh được như sau:
- Chi phí đầu tư năm cơ sở 2019 của tổ
máy CCGT (công suất 720 MW) là 15.880.852,61 đồng/kW (tương đương 600 USD/kW,
theo tỷ giá bình quân ngày của đồng Việt Nam so với đồng đô la Mỹ do Ngân hàng
thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam công bố từ ngày 01 tháng 7 năm 2017
đến ngày 30 tháng 6 năm 2018 là 22.779,70 đồng/USD);
- Chi phí đầu tư năm tính toán của tổ
máy CCGT được điều chỉnh theo biến động tỷ giá đô la Mỹ năm lấy số liệu tính
toán;
- Đời sống kinh tế của nhà máy CCGT được
lấy theo quy định về phương pháp xác định giá phát điện do Bộ Công Thương ban
hành;
- Hệ số chiết khấu i (%) áp dụng chi phí
sử dụng vốn bình quân gia quyền danh định trước thuế (WACC) được xác định theo
công thức i = D x rd + E x re (nhưng không vượt quá 10%/năm), trong đó:
+ D, E lần lượt là
tỷ lệ vốn vay và tỷ lệ vốn góp chủ sở hữu trong tổng mức đầu tư được quy định
tương ứng là 70:30;
+ rd là lãi suất
vốn vay (%) được tính bằng lãi suất bình quân gia quyền các nguồn vốn vay nội
tệ và ngoại tệ theo công thức rd = DF x rd,F +
DD x rd,D với DF, DD lần
lượt là tỷ lệ vốn vay ngoại tệ và tỷ lệ vốn vay nội tệ trong tổng vốn vay được
quy định tương ứng là 80:20; rd,F là lãi suất vốn
vay ngoại tệ được xác định bằng lãi suất bình quân SOFR (Secured Overnight
Financing Rate) kỳ hạn bình quân 180 ngày (180 Days - Average) của 36 tháng
liền kề tính từ thời điểm tháng 3, tháng 6, tháng 9 hoặc tháng 12 gần nhất của
năm trước liền kề năm xây dựng biểu giá được công bố bởi Fed (Website:
www.newyorkfed.org) cộng với tỷ lệ bình quân năm các khoản phí thu xếp khoản
vay của ngân hàng là 3% hoặc do Bộ Công Thương đề xuất để đảm bảo Biểu giá chi
phí tránh được phù hợp với điều kiện kinh tế - xã hội của đất nước trong từng
giai đoạn (%/năm); rd,D là lãi suất vốn vay nội tệ
được xác định bằng trung bình của lãi suất tiền gửi bằng đồng Việt Nam kỳ hạn
12 tháng trả sau dành cho khách hàng cá nhân của ngày đầu tiên của 60 tháng
trước liền kề tính từ thời điểm tháng 3, tháng 6, tháng 9 hoặc tháng 12 gần
nhất năm trước liền kề của năm xây dựng biểu giá của bốn ngân hàng thương mại
(Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam - Vietcombank, Ngân hàng thương
mại cổ phần Công thương Việt Nam - Vietinbank, Ngân hàng thương mại cổ phần Đầu
tư và Phát triển Việt Nam - BIDV, Ngân hàng Nông nghiệp và Phát triển nông thôn
Việt Nam - Agribank hoặc đơn vị kế thừa hợp pháp của các ngân hàng này) cộng
với tỷ lệ bình quân năm dịch vụ phí của các ngân hàng là 3,5% hoặc do Bộ Công
Thương đề xuất để đảm bảo Biểu giá chi phí tránh được phù hợp với điều kiện
kinh tế - xã hội của đất nước trong từng giai đoạn (%/năm);
+ re là tỷ suất
lợi nhuận trước thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu (%) được xác định theo công
thức re = re,pt/(1-t) với re,pt
là tỷ suất lợi nhuận sau thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu là 12%; t
là thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp bình quân trong đời sống kinh tế của
nhà máy nhiệt điện CCGT đã vận hành và có công suất gần nhất so với công suất
720 MW (%);
- Chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định
năm cơ sở 2019 của tổ máy CCGT là 678.284,63 đồng/kW/năm;
- Chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định
năm tính toán được trượt giá theo Chỉ số giá tiêu dùng (CPI) của năm liền kề
trước năm xây dựng biểu giá do cơ quan thống kê trung ương công bố nhưng không
vượt quá 2,5%/năm;
- Chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định
năm xây dựng biểu giá lấy theo số liệu năm liền kề trước năm xây dựng biểu giá
của nhà máy điện CCGT đã vận hành và có công suất gần nhất so với công suất 720
MW (không bao gồm thuế tài nguyên nước, tiền dịch vụ môi trường rừng, tiền cấp
quyền khai thác tài nguyên nước, thuế giá trị gia tăng và các khoản tiền, thuế,
phí khác nếu có theo quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền);
- Tổn thất trạm biến áp lấy theo số liệu
năm gần nhất năm xây dựng biểu giá của nhà máy điện CCGT đã vận hành và có công
suất gần nhất so với công suất 720 MW;
- Suất sự cố lấy theo số liệu năm gần
nhất năm xây dựng biểu giá của nhà máy điện CCGT đã vận hành và có công suất
gần nhất so với công suất 720 MW;
- Tỷ giá đô la Mỹ năm lấy số liệu tính
toán biểu giá được tính bình quân theo ngày và theo tỷ giá đô la Mỹ bán ra giờ
đóng cửa của Hội sở chính - Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam.
Các bước tính toán chi
phí công suất tránh được cho năm áp dụng như bảng sau.
|
|
Đơn vị
|
Giá trị
|
Ghi chú
|
|
Chi phí đầu tư năm cơ
sở, C2019
|
đồng/kW
|
15.880.852,61
|
|
|
Tỷ giá năm cơ sở (TG2019)
|
đồng/USD
|
22.779,70
|
|
|
Tỷ giá năm tính toán
N (TGN)
|
đồng/USD
|
|
Tỷ giá đô la Mỹ bình
quân theo ngày từ ngày 01/7/N-2 đến ngày 30/6/N-1 và theo tỷ giá đô la Mỹ bán
ra giờ đóng cửa của Hội sở chính - Vietcombank công bố
|
|
Chi phí đầu tư đã điều
chỉnh cho năm 2019, CN
|
đồng/kW
|
|
CN= C2019
[TGN/TG2019]
|
|
Đời sống kinh tế tố
máy CCGT, n
|
năm
|
|
Đời sống kinh tế của
nhà máy CCGT được lấy theo quy định do Bộ Công Thương ban hành
|
|
Hệ số chiết khấu i
(WACC)
|
%
|
|
i = D X rd + E x re;
i không vượt quá 10%/năm
|
|
Tỷ lệ vốn vay trong
tổng mức đầu tư (D)
|
%
|
70
|
|
|
Tỷ lệ vốn góp chủ sở
hữu trong tổng mức đầu tư (E)
|
%
|
30
|
|
|
Tỷ suất lợi nhuận
trước thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu (re)
|
%
|
|
12%/(1-t); t
là thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp bình quân trong đời sống kinh tế của
nhà máy nhiệt điện CCGT đã vận hành và có công suất gần nhất so với công suất
720 MW (%)
|
|
Lãi suất vốn vay
ngoại tệ (rdF)
|
|
|
bằng lãi suất bình
quân SOFR (Secure d Overnight Financing Rate) kỳ hạn bình quân 180 ngày (180
Days - Average) của 36 tháng liền kề tính từ thời điểm ngày đầu tiên tháng 3,
tháng 6, tháng 9 hoặc tháng 12 gần nhất của năm trước liền kề năm xây dựng
biểu giá được công bố bởi Fed (Website: www.newyorkfed.org) cộng với tỷ lệ
bình quân năm các khoản phí thu xếp khoản vay của ngân hàng là 3% hoặc do Bộ
Công Thương đề xuất để đảm bảo biểu giá chi phí tránh được phù hợp với điều
kiện kinh tế - xã hội của đất nước trong từng giai đoạn (%/năm)
|
|
Lãi suất vốn vay nội
tệ (rdD)
|
%
|
|
Lãi suất vốn vay nội
tệ được xác định bằng trung bình của lãi suất tiền gửi bằng đồng Việt Nam kỳ
hạn 12 tháng trả sau dành cho khách hàng cá nhân của ngày đầu tiên của 60
tháng trước liền kề tính từ thời điểm ngày đầu tiên tháng 3, tháng 6, tháng 9
hoặc tháng 12 gần nhất năm trước liền kề của năm xây dựng biểu giá của bốn
ngân hàng thương mại (Vietcombank, Vietinbank, BIDV, Agribank hoặc đơn vị kế
thừa hợp pháp của các ngân hàng này) cộng với tỷ lệ bình quân năm dịch vụ phí
của các ngân hàng là 3,5% hoặc do Bộ Công Thương đề xuất để đảm bảo biểu giá
chi phí tránh được phù hợp với điều kiện kinh tế - xã hội của đất nước trong
từng giai đoạn (%/năm)
|
|
Tỷ lệ vốn vay ngoại
tệ trong tổng vốn vay (DF)
|
%
|
80
|
|
|
Tỷ lệ vốn vay nội tệ
trong tổng vốn vay (DD)
|
%
|
20
|
|
|
Lãi suất vốn vay (rd)
|
%
|
|
rd = DF
x rd,F + DD x rd,D
|
|
Hệ số hoàn vốn đều
CRF(n,I)
|
|
|
|
CRF
|
=
|
i.(1+i)n
|
|
(1+i)n - 1
|
|
|
Chi phí đầu tư hàng
năm (Ca)
|
đồng/kW/năm
|
|
Ca=C2019.
CRF(n,I)
|
|
Chi phí O&M cố
định năm cơ sở (O&Mb)
|
đồng/kW/năm
|
678.284,63
|
|
|
Hệ số CPI năm tính
toán
|
|
|
Chỉ số giá tiêu dùng
năm N-2 do cơ quan thống kê trung ương công bố
|
|
Chi phí O&M cố
định năm N (O&MN)
|
đồng/kW/năm
|
|
O&MN =
O&Mb(1+CPI), nếu CPI nhỏ hơn 2,5%;
O&MN =
O&Mb(1+2,5%), nếu CPI lớn hơn 2,5%;
|
|
Thuế tài nguyên sử
dụng nước mặt, phí bảo vệ môi trường đối với nước thải, tiền cấp quyền khai
thác tài nguyên nước và các loại thuế, phí khác liên quan (T)
|
đồng
|
|
Lấy theo số liệu năm
N-2 của nhà máy điện CCGT đã vận hành và có công suất gần nhất so với công
suất 720 MW.
|
|
Chi phí O&M cố
định năm N không bao gồm thuế tài nguyên sử dụng nước mặt, phí bảo vệ môi
trường đối với nước thải, tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước và các
loại thuế, phí khác liên quan (Caf)
|
đồng/kW/năm
|
|
Caf =
O&MN-T/(công suất nhà máy điện CCGT dùng để lấy Thuế tài
nguyên sử dụng nước mặt, phí bảo vệ môi trường đối với nước thải, tiền cấp
quyền khai thác tài nguyên nước và các loại thuế, phí khác liên quan)
|
|
Tổng chi phí hàng năm
(C)
|
đồng/kW/năm
|
|
C = Ca + Caf
|
|
Tổn thất trạm biến áp
(SL)
|
|
|
lấy theo số liệu năm
gần nhất năm xây dựng biểu giá từ nhà máy điện CCGT đã vận hành và có công
suất gần nhất so với công suất 720 MW.
|
|
Suất sự cố (FOR)
|
|
|
lấy theo số liệu năm
gần nhất năm xây dựng biểu giá từ nhà máy điện CCGT đã vận hành và có công
suất gần nhất so với công suất 720 MW.
|
|
Chi phí công suất
tránh được (AGC)
|
đồng/kW/năm
|
|
AGC= C/(1-FOR)(1-SL)
|
Chi phí công suất tránh được điều chỉnh
theo tổn thất truyền tải theo công thức sau:
AGC* = AGC
(1+λ220) (1- λ500)
Trong đó:
AGC*: Chi phí công suất phát điện tránh
được, điều chỉnh theo tổn thất truyền tải.
λ220: tỷ lệ tổn thất truyền
tải trung bình trên lưới 220kV của 3 miền;
λ500: Tỷ lệ tổn thất trung
bình trên đường dây 500kV (gồm cả tổn thất trạm biến áp);
AGC: Chi phí công suất tránh được.
Giá trị AGC* được tính toán và áp dụng
cho các giờ cao điểm của mùa khô (hd).
Giá công suất phát điện tránh được (đồng/kWh)
xác định theo công thức:
Chi phí công suất phát điện tránh được
[đồng/kWh] = AGC*/hd.
PHỤ
LỤC III
PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT TRÊN ĐƯỜNG DÂY TRONG TRƯỜNG
HỢP ĐIỂM ĐO ĐẾM KHÔNG TRÙNG VỚI ĐIỂM ĐẤU NỐI
(Ban hành kèm theo Thông tư số 10/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của
Bộ trưởng Bộ Công Thương)
1. Trường hợp điểm
đo đếm khác với điểm đấu nối và khi các bên không có thỏa thuận khác, thì lượng
điện năng Bên mua nhận tại điểm đấu nối (đo bằng kWh) trong giai đoạn lập hóa
đơn sẽ được điều chỉnh theo hệ số tổn thất trung bình, được tính theo các công
thức dưới đây.
2. Các hệ số
sau được dùng trong việc tính toán:
P là công
suất đặt của nhà máy [MW];
Cos (φ là hệ số công suất của nhà máy;
A là sản
lượng điện năng trung bình hàng năm của nhà máy [kWh/năm];
U là điện thế
định mức tại thanh cái nhà máy [kV];
R là điện trở
tổng của đường dây truyền tải điện [Ω], được xác định từ tài liệu kỹ thuật của
nhà sản xuất cho các dây dẫn sử dụng cho đường dây ở nhiệt độ 25°C;
L là hệ số
tổn thất trung bình của đường dây truyền tải;
T là hệ số
tổn thất của máy biến áp tăng áp (nếu công tơ được đặt về phía sơ cấp của máy
biến áp tăng áp); hệ số tổn thất này sẽ có giá trị bằng 0 nếu công tơ được đặt
phía thứ cấp của máy biến áp tăng áp;
X là lượng
điện năng theo chỉ số của công tơ đặt tại nhà máy trong giai đoạn lập hóa đơn
[kWh];
XL là lượng
điện năng nhận tại điểm đấu nối trong giai đoạn lập hóa đơn, sau khi trừ đi tổn
thất trên đường dây truyền tải và tổn thất máy biến áp tăng áp [kWh].
3. Công thức
tính toán hệ số tổn thất trung bình của đường dây truyền tải như sau:
Trong đó:
4. Lượng điện
năng Bên mua phải thanh toán cho Bên bán, XL, được tính theo
công thức sau:
XL = X(1 - L
- T)
5. Các giá trị
của hệ số tổn thất có thể tính toán theo các công thức trên hoặc có thể theo
thỏa thuận khác, các hệ số này được quy định trong Hợp đồng mua bán điện.
PHỤ
LỤC IV
NỘI DUNG CHÍNH CỦA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 10/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của
Bộ trưởng Bộ Công Thương)
MỤC LỤC
Điều 1. Giá mua bán điện
Điều 2. Lập hoá đơn, tiền điện thanh
toán và thời hạn thanh toán
Điều 3. Thời hạn hợp đồng
Điều 4. Quyền và nghĩa vụ của Bên mua
điện
Điều 5. Quyền và nghĩa vụ của Bên bán
điện
Điều 6. Tham gia thị trường điện
Điều 7. Ngôn ngữ sử dụng
Điều 8. Nội dung khác do hai bên thỏa thuận
Phụ lục A: Biểu giá mua bán điện
Phụ lục B: Thông số kỹ thuật của nhà máy
điện
Phụ lục C: Yêu cầu đấu nối hệ thống
Phụ lục D: Yêu cầu trước ngày vận hành
thương mại
Phụ lục Đ: Thỏa thuận khác
CỘNG HÒA XÃ
HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------------
HỢP ĐỒNG MUA
BÁN ĐIỆN
Căn cứ Luật
Điện lực ngày 30 tháng 11 năm 2025;
Căn cứ Luật
Thương mại ngày 14 tháng 6 năm 2005;
Căn cứ Thông tư số .../2025/TT-BCT ngày
... tháng ... năm ... của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định về xây dựng, áp
dụng Biểu giá chi phí tránh được cho các nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ;
Căn cứ nhu cầu mua, bán điện của hai
bên,
Hôm nay, ngày…tháng…năm…, tại ……………
Chúng tôi gồm:
Bên bán điện:_____________________________________
Địa chỉ:___________________________________________
Điện
thoại:___________________Fax:__________________
Mã số
thuế:________________________________________
Tài khoản:_________________Ngân
hàng_______________
______________________________________________________
Đại diện:___________________________________________
Chức vụ:_________________(được sự ủy
quyền của__________theo văn bản ủy quyền số________, ngày___tháng___năm___)
Bên mua điện:____________________________________
Địa
chỉ:____________________________________________
Điện thoại:____________________Fax:
__________________
Mã số
thuế:__________________________________________
Tài khoản:___________________Ngân
hàng_______________
___________________________________________________
Đại
diện:____________________________________________
Chức vụ:______________(được sự ủy quyền
của________theo văn bản ủy quyền số_______, ngày____tháng___năm____)
Cùng nhau thỏa thuận ký Hợp đồng mua bán
điện để mua, bán điện theo Biểu giá chi phí tránh được với các nội dung sau:
Điều 1. Giá mua bán điện
Giá mua bán điện theo Hợp đồng này được
áp dụng theo Biểu giá chi phí tránh được do cơ quan quản lý nhà nước về điện
tại Bộ Công Thương công bố hằng năm theo quy định.
[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi,
bổ sung nội dung điều này phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Điều 2. Lập hoá đơn,
tiền điện thanh toán và thời hạn thanh toán
1. Lập hoá đơn
Hàng tháng (hoặc theo chu kỳ ghi chỉ số
do hai bên thoả thuận), Bên mua điện và Bên bán điện cùng đọc chỉ số công tơ
vào ngày đã thống nhất để xác định lượng điện năng giao nhận trong tháng. Bên
bán điện sẽ ghi chỉ số công tơ theo mẫu quy định có xác nhận của đại diện Bên
mua điện và gửi kết quả đọc chỉ số công tơ cùng hóa đơn (kể cả giá phân phối mà
Bên bán điện có trách nhiệm thanh toán cho Bên mua điện) bằng văn bản (hoặc
bằng fax có công văn gửi sau hoặc bằng bản sao công văn gửi qua thư) cho Bên
mua điện trong vòng [....] ngày làm việc sau khi đọc chỉ số công tơ.
[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi,
bổ sung nội dung khoản này phù hợp với pháp luật Việt Nam]
2. Tiền điện thanh toán
Bên mua điện thanh toán cho Bên bán điện
toàn bộ lượng điện năng đã nhận không muộn hơn ngày đến hạn thanh toán quy định
tại [...] và theo biểu giá quy định tại Phụ lục A của Hợp đồng này.
[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi,
bổ sung nội dung khoản này phù hợp với pháp luật Việt Nam]
3. Thời hạn thanh toán
….
[Các bên đàm phán thống nhất bổ sung
nội dung khoản này phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Điều 3. Thời hạn hợp
đồng
Hợp đồng này có hiệu lực từ
ngày....tháng....năm....và chấm dứt sau 20 (hai mươi) năm kể từ ngày vận hành
thương mại của nhà máy điện hoặc ngày vận hành thương mại theo từng tổ máy điện
đối với nhà máy điện có nhiều tổ máy. Sau khi chấm dứt Hợp đồng, các bên có
nghĩa vụ tiếp tục thực hiện việc lập hoá đơn lần cuối, điều chỉnh hoá đơn,
thanh toán, hoàn tất các quyền và nghĩa vụ trong Hợp đồng này.
Điều 4. Quyền và nghĩa
vụ của Bên mua điện
…
[Các bên đàm phán thống nhất bổ sung
nội dung điều này phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Điều 5. Quyền và nghĩa
vụ của Bên bán điện
…
[Các bên đàm phán thống nhất bổ sung
nội dung điều này phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Điều 6. Tham gia thị
trường điện
Bên bán điện sở hữu nhà máy điện năng
lượng tái tạo nhỏ đáp ứng các điều kiện quy định tại Điều 11
Thông tư quy định về phương pháp xác định và nguyên tắc áp dụng Biểu giá chi
phí tránh được cho các nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ; nội dung chính của
hợp đồng mua bán điện và thuộc đối tượng áp dụng của Thông tư này có quyền
lựa chọn để nhà máy tham gia thị trường điện.
[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi,
bổ sung nội dung điều này phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Điều 7. Ngôn ngữ sử
dụng
Ngôn ngữ sử dụng là tiếng Việt. Trường
hợp bên bán điện có nhà đầu tư nước ngoài, bên bán điện và bên mua điện có thể
thỏa thuận sử dụng thêm hợp đồng với ngôn ngữ sử dụng bằng tiếng Anh.
Điều 8. Nội dung khác
do hai bên thỏa thuận
[Các bên đàm phán thống nhất bổ sung
các nội dung khác phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Hợp đồng này được lập thành [...] bản có
giá trị như nhau, mỗi bên giữ [...] bản.
|
ĐẠI DIỆN
BÊN BÁN ĐIỆN
(Chức danh)
(Đóng dấu
và chữ ký)
(Họ tên
đầy đủ)
|
ĐẠI DIỆN
BÊN MUA ĐIỆN
(Chức danh)
(Đóng dấu
và chữ ký)
(Họ tên
đầy đủ)
|
Phụ lục A
BIỂU GIÁ MUA
BÁN ĐIỆN
Phụ lục B
THÔNG SỐ KỸ
THUẬT CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN
[Các bên
đàm phán thống nhất bổ sung các nội dung phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Phụ lục C
THỎA THUẬN
ĐẤU NỐI HỆ THỐNG
[Các bên
đàm phán thống nhất bổ sung các nội dung phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Phụ lục D
THỎA THUẬN
ĐO ĐẾM
[Các bên
đàm phán thống nhất bổ sung các nội dung phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Phụ lục Đ
YÊU CẦU
TRƯỚC NGÀY VẬN HÀNH THƯƠNG MẠI
[Các bên
đàm phán thống nhất bổ sung các nội dung phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Phụ lục E
THỎA THUẬN
KHÁC
[Các bên
đàm phán thống nhất bổ sung các nội dung phù hợp với pháp luật Việt Nam]