Thông tư 16/2017/TT-BCT dự án hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện mặt trời

• Số hiệu: 16/2017/TT-BCT
• Loại văn bản: Thông tư
• Nơi ban hành: Bộ Công thương
• Người ký: Trần Tuấn Anh
• Ngày ban hành: 12/09/2017

BỘ CÔNG THƯƠNG -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: 16/2017/TT-BCT	Hà Nội, ngày 12 tháng 9 năm 2017

THÔNG TƯ

QUY ĐỊNH VỀ PHÁT TRIỂN DỰ ÁN VÀ HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU ÁP DỤNG CHO CÁC DỰ ÁN ĐIỆN MẶT TRỜI

Căn cứ Luật Điện lực số 28/2004/QH11 ngày 03 tháng 12 năm 2004; Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực ngày 20 tháng 11 năm 2012;

Căn cứ Nghị định số 98/2017/NĐ-CP ngày 18 tháng 8 năm 2017 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;

Căn cứ Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg ngày 11 tháng 4 năm 2017 của Thủ tướng Chính phủ về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam;

Theo đề nghị của Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo,

Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy định về phát triển dự án và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện mặt trời.

Chương I

QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1. Phạm vi điều chỉnh

Thông tư này quy định về phát triển dự án điện mặt trời nối lưới, dự án điện mặt trời mái nhà và ban hành Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện mặt trời nối lưới và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện mặt trời mái nhà tại Việt Nam (sau đây viết tắt là Hợp đồng mua bán điện mẫu).

Điều 2. Đối tượng áp dụng

Thông tư này áp dụng đối với tổ chức, cá nhân tham gia phát triển dự án điện mặt trời tại Việt Nam và các tổ chức, cá nhân khác có liên quan.

Điều 3. Giải thích từ ngữ

1. Bên mua điện là Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị thành viên được ủy quyền.

2. Bên bán điện là tổ chức, cá nhân có giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện từ các nhà máy điện mặt trời nối lưới; tổ chức, cá nhân có dự án điện mặt trời trên mái nhà bán lượng điện dư cho Bên mua điện.

3. Ngày vận hành thương mại là ngày một phần hoặc toàn bộ nhà máy điện mặt trời nối lưới sẵn sàng bán điện cho Bên mua điện và thỏa mãn các điều kiện sau: (i) Nhà máy điện hoàn thành các thử nghiệm ban đầu đối với một phần hoặc toàn bộ của nhà máy điện mặt trời nối lưới và các trang thiết bị đấu nối; (ii) Nhà máy điện mặt trời nối lưới đã được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện; (iii) Bên bán điện và Bên mua điện chốt chỉ số công tơ để bắt đầu thanh toán.

4. Wp, KWp, MWp là đơn vị đo công suất điện một chiều của tấm pin quang điện sản xuất tại điều kiện tiêu chuẩn và được nhà sản xuất công bố.

5. Tiềm năng điện mặt trời lý thuyết là tiềm năng điện mặt trời được xác định trên cơ sở bức xạ mặt trời theo lý thuyết.

6. Tiềm năng điện mặt trời kỹ thuật là tiềm năng điện mặt trời có thể triển khai xây dựng và vận hành dự án điện mặt trời trên cơ sở điều kiện kỹ thuật và công nghệ hiện tại.

7. Tiềm năng điện mặt trời kinh tế là tiềm năng điện mặt trời có thể triển khai khai thác dự án hiệu quả, đem lại lợi nhuận hợp lý cho chủ đầu tư.

Chương II

QUY HOẠCH VÀ PHÁT TRIỂN ĐIỆN MẶT TRỜI

Điều 4. Quy hoạch phát triển điện mặt trời quốc gia

Quy hoạch điện mặt trời Quốc gia: chỉ lập một lần duy nhất, các lần cập nhật điều chỉnh bổ sung sau được thực hiện khi lập điều chỉnh, bổ sung quy hoạch điện lực Quốc gia. Việc lập, phê duyệt và công bố quy hoạch phát triển điện mặt trời quốc gia được quy định tại Điều 5, Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg ngày 11 tháng 4 năm 2017 của Thủ tướng Chính phủ ban hành cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam (Quyết định số 11).

Điều 5. Quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh

Quy hoạch phát triển điện mặt trời tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương (sau đây gọi chung là quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh): chỉ lập đối với các tỉnh có tiềm năng lớn về điện mặt trời và chỉ lập một lần duy nhất, các lần cập nhật điều chỉnh bổ sung sau được thực hiện khi lập điều chỉnh, bổ sung quy hoạch điện lực tỉnh. Quy hoạch điện mặt trời cấp tỉnh là Đề án quy hoạch nhằm xác định tổng tiềm năng điện mặt trời lý thuyết, kỹ thuật và kinh tế, phân bố tiềm năng mặt trời tại các khu vực trong phạm vi toàn tỉnh, trong từng giai đoạn đầu tư xây dựng đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2030. Quy hoạch điện mặt trời cấp tỉnh được lập một lần và bổ sung cùng với quy hoạch điện lực tỉnh.

Điều 6. Nội dung quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh

Đề cương quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh (sau đây gọi là Đề án quy hoạch) được quy định tại Phụ lục 1 ban hành kèm theo Thông tư này.

Điều 7. Trình tự và thủ tục lập và trình quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh

1. Lập đề cương chi tiết và lựa chọn tư vấn

a) Trên cơ sở kế hoạch vốn ngân sách bố trí cho công tác quy hoạch, Sở Công Thương có trách nhiệm lập đề cương chi tiết và dự toán kinh phí trình Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương (sau đây gọi là Ủy ban nhân dân cấp tỉnh) phê duyệt;

b) Sở Công Thương lựa chọn tổ chức tư vấn có đủ năng lực để giao lập quy hoạch trên cơ sở đề cương và dự toán được duyệt và trình Ủy ban nhân dân cấp tỉnh phê duyệt.

2. Lập và trình quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh

a) Tổ chức tư vấn được chọn có trách nhiệm lập Đề án quy hoạch theo đúng đề cương đã được duyệt và thời hạn được giao;

b) Trong quá trình lập Đề án quy hoạch, tổ chức tư vấn phải thực hiện các bước báo cáo trung gian để lấy ý kiến các cơ quan liên quan và hoàn chỉnh Đề án quy hoạch;

c) Sở Công Thương có trách nhiệm lấy ý kiến các cơ quan liên quan, Công ty điện lực tỉnh và Tổng công ty điện lực miền có liên quan đến Đề án quy hoạch. Trong thời hạn mười lăm (15) ngày làm việc kể từ khi nhận được văn bản lấy ý kiến, các cơ quan, đơn vị được lấy ý kiến có trách nhiệm nghiên cứu, góp ý bằng văn bản gửi Sở Công Thương và tổ chức tư vấn lập Đề án quy hoạch;

d) Sở Công Thương trình Ủy ban nhân dân cấp tỉnh thông qua Đề án quy hoạch để trình Bộ Công Thương;

đ) Hồ sơ trình Bộ Công Thương phê duyệt quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh bao gồm:

- Tờ trình phê duyệt quy hoạch của Ủy ban nhân dân cấp tỉnh;

- Mười (10) bộ Đề án quy hoạch hoàn chỉnh và một (01) CD/USB chứa báo cáo Đề án Quy hoạch và các tài liệu kèm theo (Thuyết minh, Phụ lục, dữ liệu, số liệu, ý kiến góp ý của các cơ quan liên quan và các tài liệu tham chiếu khác);

- Mười (10) bộ báo cáo tóm tắt của Đề án quy hoạch;

- Văn bản góp ý, kiến nghị của các cơ quan có liên quan;

- Giải trình, tiếp thu ý kiến góp ý của các cơ quan có liên quan.

Điều 8. Thẩm định, phê duyệt và công bố quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh

1. Thẩm định và phê duyệt quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh.

a) Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo thẩm định Đề án quy hoạch. Trường hợp cần thiết, Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo có thể thuê tư vấn thẩm tra, tư vấn phản biện phục vụ công tác thẩm định;

b) Trong thời hạn năm (05) ngày làm việc kể từ ngày nhận đủ hồ sơ hợp lệ, Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo phải gửi văn bản lấy ý kiến các cơ quan và địa phương có liên quan về nội dung Đề án quy hoạch (nếu cần);

c) Các cơ quan và địa phương được lấy ý kiến có trách nhiệm nghiên cứu và có văn bản trả lời gửi Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo trong thời hạn mười lăm (15) ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản lấy ý kiến về Đề án quy hoạch;

d) Sau khi nhận được ý kiến chính thức bằng văn bản của các cơ quan, đơn vị có liên quan, trong vòng mười (10) ngày làm việc, Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo hoàn chỉnh báo cáo thẩm định, trình Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét, phê duyệt;

đ) Trường hợp Đề án quy hoạch cần bổ sung, hiệu chỉnh theo ý kiến thẩm định (nếu có), trong vòng năm (05) ngày làm việc, Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo có văn bản gửi Ủy ban nhân dân cấp tỉnh chỉ đạo tổ chức tư vấn sửa đổi, bổ sung Đề án quy hoạch;

e) Trong thời hạn mười lăm (15) ngày làm việc, kể từ khi nhận được Đề án quy hoạch hoàn chỉnh, Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo hoàn thành báo cáo thẩm định, trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt Đề án quy hoạch.

2. Ủy ban nhân dân cấp tỉnh chịu trách nhiệm công bố Quy hoạch phát triển điện mặt trời tỉnh trên Cổng thông tin điện tử của tỉnh.

3. Kinh phí thẩm định và công bố quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh được thực hiện theo quy định pháp luật có liên quan.

Điều 9. Bổ sung, điều chỉnh dự án điện mặt trời vào quy hoạch phát triển điện lực

1. Đối với dự án điện mặt trời chưa có trong danh mục của một trong các Quy hoạch: Quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh; Quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp quốc gia; Quy hoạch phát triển điện lực cấp tỉnh; Quy hoạch phát triển điện lực cấp quốc gia được phê duyệt, Bộ Công Thương xem xét, phê duyệt bổ sung quy hoạch dự án điện mặt trời có quy mô công suất nhỏ hơn hoặc bằng 50 MW; trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt bổ sung quy hoạch dự án điện mặt trời có quy mô công suất lớn hơn 50 MW.

2. Trình tự thủ tục bổ sung dự án điện mặt trời vào quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh hoặc quốc gia thực hiện theo trình tự bổ sung dự án vào quy hoạch điện lực tỉnh hoặc quốc gia.

3. Ngoài các nội dung quy định đối với Hồ sơ bổ sung quy hoạch điện tỉnh hoặc quốc gia cần bổ sung các nội dung sau:

a) Tiềm năng bức xạ mặt trời tại vị trí dự án;

b) Mô tả dự án: Vị trí, quy mô và diện tích xây dựng công trình, các hạng mục công trình thuộc dự án; các nội dung về quy hoạch ngành và quy hoạch xây dựng của địa phương;

c) Sự cần thiết phải đầu tư xây dựng dự án, các điều kiện thuận lợi và khó khăn;

d) Sơ bộ các giải pháp thực hiện, bao gồm: Phương án kỹ thuật, công nghệ và công suất; phương án đấu nối hạ tầng kỹ thuật; phương án lắp đặt thiết bị; tiến độ thực hiện và hình thức quản lý dự án; phương án chung về bồi thường tái định cư và phương án hỗ trợ xây dựng hạ tầng kỹ thuật (nếu có);

đ) Tổng mức đầu tư của dự án; khả năng thu xếp vốn, nguồn vốn và khả năng cấp vốn theo tiến độ; phân tích đánh giá hiệu quả kinh tế - tài chính, hiệu quả xã hội của dự án;

e) Thông tin cơ bản về chủ đầu tư: Các tài liệu về tư cách pháp lý, Giấy chứng nhận doanh nghiệp, nhân sự chủ chốt, kinh nghiệm thực hiện dự án, năng lực tài chính, kỹ thuật, trong đó cần kê khai danh sách các dự án đã thực hiện (bao gồm các dự án công nghiệp và dự án điện), nếu có.

Điều 10. Dự án đầu tư điện mặt trời nối lưới

1. Chủ đầu tư chỉ được lập dự án đầu tư điện mặt trời có trong các Quy hoạch: Quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh, cấp quốc gia; Quy hoạch phát triển điện lực cấp tỉnh, cấp quốc gia được phê duyệt.

2. Nội dung dự án đầu tư điện mặt trời tuân thủ theo các quy định về quản lý đầu tư xây dựng công trình và các yêu cầu sau:

a) Đánh giá ảnh hưởng của phương án đấu nối dự án điện mặt trời đối với hệ thống điện trong khu vực;

b) Có thiết bị kết nối với hệ thống SCADA hoặc thông tin điều độ để thông tin dự báo về sản lượng điện phát theo giờ đến cơ quan Điều độ có quyền điều khiển;

3. Tỷ lệ vốn chủ sở hữu của các dự án điện mặt trời nối lưới không được thấp hơn hai mươi phần trăm (20 %) tổng mức đầu tư.

4. Diện tích sử dụng đất lâu dài không quá 1,2 ha/ 01 MWp.

Điều 11. Đầu tư dự án điện mặt trời trên mái nhà

1. Đối với dự án điện mặt trời mái nhà có công suất nhỏ hơn 01 (một) MW

Chủ đầu tư đăng ký đấu nối với Công ty điện lực tỉnh/thành phố trực thuộc trung ương (viết tắt là Công ty điện lực tỉnh) các thông tin chính: Công suất dự kiến, thông số kỹ thuật của tấm pin quang điện, thông số của bộ biến đổi điện xoay chiều. Để đảm bảo an toàn cho hệ thống lưới điện, bộ biến đổi điện từ một chiều sang xoay chiều phải có chức năng chống hòa lưới khi lưới điện không có điện và đảm bảo các tiêu chuẩn về điện áp, tần số theo quy định.

2. Đối với dự án điện mặt trời mái nhà có công suất bằng hoặc lớn hơn 01 (một) MW, Chủ đầu tư dự án điện mặt trời mái nhà thực hiện thủ tục bổ sung quy hoạch phát triển điện mặt trời và quy hoạch phát triển điện lực theo quy định tại Điều 9 của Thông tư này.

3. Công ty điện lực tỉnh phối hợp với nhà đầu tư lắp đặt công tơ hai chiều và ghi nhận sản lượng điện tiêu thụ và sản lượng điện mặt trời sản xuất hàng tháng. Chi phí đầu tư công tơ hai chiều do Công ty điện lực tỉnh chịu trách nhiệm chi trả.

4. Các dự án điện mặt trời mái nhà phải áp dụng hợp đồng mua bán điện mẫu quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông tư này.

Điều 12. Sửa đổi khoản 1 Điều 41 Thông tư số 39/2015/TT-BCT như sau:

“1. Công suất đấu nối

a) Tổng công suất đặt của các hệ thống điện mặt trời đấu nối vào cấp điện áp hạ áp của trạm biến áp hạ thế không được vượt quá công suất đặt của trạm biến áp đó;

b) Hệ thống điện mặt trời có công suất dưới 03 KWp trở xuống được đấu nối vào lưới điện hạ áp 01 (một) pha hoặc 03 (ba) pha;

c) Hệ thống điện mặt trời có công suất từ 03 KWp được đấu nối vào lưới điện hạ áp 03 (ba) pha.”

Điều 13. Yêu cầu về giấy phép hoạt động điện lực

Dự án điện mặt trời nối lưới, dự án điện mặt trời trên mái nhà có quy mô công suất bằng hoặc lớn hơn 01 (một) MW phải được cấp giấy phép hoạt động điện lực, và tuân thủ theo quy định tại Thông tư số 12/2017/TT-BCT ngày 31 tháng 7 năm 2017 của Bộ Công Thương.

Điều 14. Yêu cầu về an toàn công trình và bảo vệ môi trường

1. Hoạt động đầu tư phát triển các dự án điện mặt trời phải tuân thủ theo các quy định, quy chuẩn về an toàn công trình và bảo vệ môi trường hiện hành.

2. Bên bán điện có trách nhiệm tháo dỡ, hoàn trả mặt bằng, thu dọn nhà máy điện mặt trời sau khi kết thúc dự án điện mặt trời theo các quy định, quy chuẩn về an toàn công trình và bảo vệ môi trường.

Chương III

GIÁ ĐIỆN CỦA DỰ ÁN ĐIỆN MẶT TRỜI

Điều 15. Đối với dự án nối lưới

1. Bên mua điện có trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng điện từ dự án điện mặt trời nối lưới với giá mua điện tại điểm giao nhận điện (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) theo quy định tại Khoản 1 Điều 12 Quyết định số 11.

2. Giá mua điện quy định tại Khoản 1 chỉ áp dụng cho phần nhà máy điện mặt trời nối lưới có ngày vận hành thương mại trước ngày 30 tháng 6 năm 2019 và được áp dụng 20 năm kể từ ngày vận hành thương mại.

3. Các dự án điện mặt trời được áp dụng giá bán điện theo quy định tại Khoản 1 Điều này không được áp dụng cơ chế hỗ trợ giá cho sản lượng điện của dự án theo các quy định hiện hành khác.

4. Chi phí mua điện từ các dự án điện mặt trời nêu tại Khoản 1 Điều này được tính toán đầy đủ trong thông số đầu vào của phương án giá bán điện hàng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

Điều 16. Đối với dự án điện mặt trời mái nhà

1. Các dự án điện mặt trời trên mái nhà được thực hiện cơ chế bù trừ điện năng (net-metering) sử dụng hệ thống công tơ hai chiều. Trong một chu kỳ thanh toán, nếu lượng điện phát ra từ các dự án điện mặt trời trên mái nhà lớn hơn lượng điện tiêu thụ sẽ được chuyển sang chu kỳ thanh toán kế tiếp. Khi kết thúc năm hoặc khi kết thúc hợp đồng mua bán điện, lượng điện phát dư sẽ được bán cho bên mua điện với giá bán điện theo quy định tại Khoản 2 Điều này.

2. Giá mua điện tại điểm giao nhận điện (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) là 2.086 đồng/kWh (tương đương với 9,35 Uscents/kWh, theo tỷ giá trung tâm của đồng Việt Nam với đô la Mỹ do Ngân hàng Nhà nước Việt Nam công bố ngày 10 tháng 4 năm 2017 là 22.316 đồng/USD).

3. Giá điện cho năm tiếp theo được điều chỉnh theo tỷ giá trung tâm của đồng Việt Nam với đô la Mỹ do Ngân hàng Nhà nước Việt Nam công bố vào ngày làm việc cuối cùng của năm trước.

4. Giá mua điện quy định tại Khoản 2 và 3 chỉ áp dụng cho phần nhà máy điện mặt trời mái nhà có ngày vận hành thương mại trước ngày 30 tháng 6 năm 2019 và được áp dụng 20 năm kể từ ngày vận hành thương mại.

5. Các dự án điện mặt trời trên mái nhà áp dụng giá bán điện theo quy định tại Điều này không được áp dụng cơ chế hỗ trợ giá cho sản lượng điện của dự án theo các quy định khác.

6. Chi phí mua điện từ các dự án điện mặt trời trên mái nhà quy định tại Điều này được tính toán đầy đủ trong thông số đầu vào của phương án giá bán điện hàng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

7. Quy định về thuế, phí của các dự án điện mặt trời trên mái nhà theo cơ chế bù trừ điện năng được thực hiện theo hướng dẫn của Bộ Tài chính.

Chương IV

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU CHO CÁC DỰ ÁN ĐIỆN MẶT TRỜI

Điều 17. Hợp đồng mua bán điện mẫu cho dự án điện mặt trời

Việc sử dụng Hợp đồng mua bán điện mẫu cho dự án điện mặt trời nối lưới và dự án điện mặt trời mái nhà là bắt buộc trong mua bán điện giữa Bên bán điện và Bên mua điện.

Điều 18. Nội dung của Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện mặt trời

1. Nội dung Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện mặt trời nối lưới quy định tại Phụ lục 2 ban hành kèm theo Thông tư này.

2. Nội dung Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện mặt trời trên mái nhà quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông tư này. Hợp đồng mua bán điện mẫu theo Phụ lục 3.1 áp dụng đối với chủ đầu tư dự án điện mặt trời trên mái nhà là khách hàng sử dụng điện có mục đích sinh hoạt hoặc ngoài mục đích sinh hoạt áp dụng công tơ 1 giá; Hợp đồng mua bán điện mẫu theo Phụ lục 3.2 áp dụng đối với chủ đầu tư dự án điện mặt trời trên mái nhà là khách hàng sử dụng điện có mục đích sản xuất hoặc kinh doanh áp dụng giá điện theo thời gian sử dụng điện trong ngày sử dụng công tơ 3 giá.

3. Bên bán điện và Bên mua điện được bổ sung nội dung của Hợp đồng mua bán điện mẫu để làm rõ trách nhiệm, quyền hạn của các bên nhưng không được làm thay đổi nội dung cơ bản của Hợp đồng mua bán điện mẫu ban hành kèm theo Thông tư này.

Chương V

TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 19. Trách nhiệm của cơ quan quản lý nhà nước

1. Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo có trách nhiệm:

a) Hỗ trợ Bên mua điện và Bên bán điện giải quyết vướng mắc trong hợp đồng mua bán điện mẫu theo đề nghị của một hoặc các Bên;

b) Phổ biến, hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông tư này.

2. UBND cấp tỉnh có trách nhiệm theo dõi, giám sát việc đầu tư phát triển các dự án điện mặt trời tại địa phương theo quy hoạch phát triển điện mặt trời tỉnh và quốc gia được phê duyệt, phù hợp với các quy định tại Thông tư này.

Điều 20. Trách nhiệm của các tổ chức, cá nhân có liên quan

1. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm

a) Tính toán đầy đủ chi phí mua điện của các dự án điện mặt trời và đưa vào thông số đầu vào trong phương án giá bán điện hàng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, trình cơ quan có thẩm quyền phê duyệt;

b) Ban hành quy trình đăng ký, tiếp nhận hồ sơ đề nghị lắp đặt điện mặt trời mái nhà; quy trình thủ tục nghiệm thu, ký hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện mặt trời mái nhà;

c) Thỏa thuận, ký kết và thực hiện hợp đồng với Bên bán điện theo Hợp đồng mua bán điện mẫu quy định tại Điều 18 và giá mua bán điện áp dụng cho các dự án điện mặt trời theo quy định tại Điều 15, 16 của Thông tư này;

d) Tuân thủ quy định điều độ hệ thống điện, quy định hệ thống điện truyền tải, quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.

2. Bên bán điện có trách nhiệm

a) Thỏa thuận, ký kết và thực hiện hợp đồng với Bên mua điện theo Hợp đồng mua bán điện mẫu quy định tại Điều 18 và giá mua bán điện áp dụng cho các dự án điện mặt trời theo quy định tại Điều 15, 16 của Thông tư này;

b) Lắp đặt công tơ đo đếm điện năng sử dụng cho thanh toán tiền điện phù hợp với quy định;

c) Tuân thủ quy định điều độ hệ thống điện, quy định hệ thống điện truyền tải, quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 21. Điều khoản chuyển tiếp

1. Đối với các các dự án điện mặt trời đã vận hành trước ngày 01 tháng 6 năm 2017, Bên bán điện và Bên mua điện có trách nhiệm thỏa thuận, ký kết phụ lục sửa đổi theo quy định của Thông tư này, áp dụng kể từ ngày 01 tháng 6 năm 2017.

2. Trường hợp các dự án điện mặt trời có ngày vận hành thương mại trong khoảng thời gian từ ngày 01 tháng 6 năm 2017 đến ngày Thông tư này có hiệu lực, thì dự án được ký hợp đồng mua bán điện theo Hợp đồng mua bán điện mẫu tính từ ngày dự án đưa vào vận hành thương mại.

Điều 22. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 26 tháng 10 năm 2017.

2. Trong quá trình thực hiện, trường hợp có khó khăn, vướng mắc, Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo phối hợp với các cơ quan, đơn vị có liên quan báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét, sửa đổi, bổ sung Thông tư này./.

Nơi nhận: - Thủ tướng Chính phủ, các Phó Thủ tướng; - Văn phòng Tổng bí thư; - Các Bộ, cơ quan ngang Bộ, cơ quan thuộc Chính phủ; - UBND các tỉnh, thành phố trực thuộc TW; - Công báo; - Website Chính phủ; - Website: Bộ Công Thương; Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo; - Bộ Tư pháp (Cục kiểm tra VBQPPL); - Sở Công Thương các tỉnh, thành phố trực thuộc TW; - Tập đoàn Điện lực Việt Nam; - Các Tổng Công ty Điện lực; - Lưu VT, ĐL, PC.

BỘ TRƯỞNG Trần Tuấn Anh

PHỤ LỤC 1

NỘI DUNG ĐỀ ÁN QUY HOẠCH PHÁT TRIỂN ĐIỆN MẶT TRỜI CẤP TỈNH
(Ban hành kèm theo Thông tư số 16/2017/TT-BCT ngày 12 tháng 9 năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

A. Phần thuyết minh

Chương 1. Tổng quan về tình hình phát triển điện mặt trời tại Việt Nam và của tỉnh

1.1. Công nghệ và xu hướng phát triển năng lượng mặt trời

1.2. Các chính sách vùng và quốc gia liên quan đến phát triển điện mặt trời

1.3. Thực trạng phát triển điện mặt trời ở Việt Nam và các nghiên cứu về tiềm năng năng lượng mặt trời hiện có ở Việt Nam

1.4. Phương pháp nghiên cứu lập quy hoạch

1.5. Cơ chế hỗ trợ phát triển điện mặt trời

Chương 2. Đặc điểm tự nhiên và kinh tế - xã hội của tỉnh

2.1. Đặc điểm tự nhiên

2.1.1. Vị trí địa lý

2.1.2. Đặc điểm địa hình

2.1.3. Đặc điểm sông ngòi

2.1.4. Điều kiện khí tượng

2.2. Đặc điểm kinh tế - xã hội

2.2.1. Hiện trạng kinh tế - xã hội

2.2.2. Phương hướng phát triển kinh tế - xã hội

2.3. Hiện trạng và kế hoạch sử dụng đất

Chương 3. Hiện trạng và phương hướng phát triển nguồn và lưới điện trên địa bàn tỉnh

3.1. Hiện trạng nguồn và lưới điện tỉnh

3.2. Nhu cầu phụ tải điện tỉnh

3.3. Kế hoạch phát triển nguồn điện trên địa bàn tỉnh

Chương 4. Xác định tiềm năng điện mặt trời lý thuyết, kỹ thuật và kinh tế và khả năng khai thác nguồn năng lượng mặt trời của tỉnh

4.1. Các số liệu đầu vào.

4.2. Phương pháp xử lý số liệu.

4.3. Các kết quả chính.

4.4. Đặc điểm của bức xạ mặt trời mặt trời khu vực.

4.5. Bản đồ atlas mặt trời ứng với các độ cao điển hình

4.6. Xác định các khu vực có tiềm năng mặt trời cho phát triển điện mặt trời

4.7. Đánh giá tiềm năng mặt trời lý thuyết.

4.8. Xác định công suất điện mặt trời lý thuyết, kỹ thuật và kinh tế theo từng vùng

Chương 5. Quy hoạch khu vực cho phát triển điện mặt trời và Danh mục các dự án điện mặt trời giai đoạn đến năm 2020 có xét đến năm 2030: Diện tích và ranh giới các khu vực cho phát triển các dự án điện mặt trời; quy mô công suất của các dự án điện mặt trời.

5.1. Tiêu chí lựa chọn

5.2. Xếp hạng sơ bộ

5.3. Xác định và phân loại các vùng có khả năng phát triển điện mặt trời

5.3. Danh mục các dự án điện mặt trời (Diện tích và ranh giới các khu vực phát triển các dự án điện mặt trời; quy mô công suất của từng dự án điện mặt trời)

Chương 6. Định hướng đấu nối hệ thống điện quốc gia

6.1. Cấp điện áp đấu nối từng vùng

6.2. Công suất đấu nối vào hệ thống điện tại các địa điểm đấu nối

Chương 7. Nhu cầu vốn đầu tư và hiệu quả tài chính của dự án

7.1. Chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của dự án điện mặt trời nối lưới

7.2. Dự kiến tổng mức đầu tư.

7.3. Phân kỳ đầu tư.

7.4. Dự kiến suất đầu tư các dự án từng vùng.

7.5. Phân tích hiệu quả tài chính của dự án.

Chương 8. Đánh giá tác động môi trường trong hoạt động điện mặt trời

8.1. Đánh giá các ảnh hưởng việc sử dụng đất.

8.2. Tái định cư.

8.3. Đánh giá tác động môi trường.

8.4. Kết luận

Chương 9. Các giải pháp và cơ chế chính sách

9.1. Các giải pháp chủ yếu

9.2. Các cơ chế chính sách.

9.3. Tổ chức thực hiện.

Chương 10. Kết luận và kiến nghị

B. Các phụ lục, bản vẽ và bản đồ

PHỤ LỤC 2

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU ÁP DỤNG CHO CÁC DỰ ÁN ĐIỆN MẶT TRỜI NỐI LƯỚI
(Ban hành kèm theo Thông tư số 16/2017/TT-BCT ngày 12 tháng 9 năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

MỤC LỤC

Điều 1. Định nghĩa

Điều 2. Giao nhận và mua bán điện

Điều 3. Đấu nối, đo đếm và vận hành nhà máy điện

Điều 4. Lập hóa đơn và thanh toán

Điều 5. Phối hợp xử lý trong trường hợp bất khả kháng

Điều 6. Thời hạn hợp đồng

Điều 7. Vi phạm hợp đồng, bồi thường thiệt hại và đình chỉ thực hiện hợp đồng

Điều 8. Giải quyết tranh chấp

Điều 9. Ủy thác, chuyển nhượng và tái cơ cấu

Điều 10. Các thỏa thuận khác

Điều 11. Cam kết thực hiện

Phụ lục A: Thỏa thuận đấu nối hệ thống

Phụ lục B: Thông số kỹ thuật của nhà máy điện

Phụ lục C: Yêu cầu trước ngày vận hành thương mại

Phụ lục D: Các thỏa thuận khác

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU

CHO DỰ ÁN PHÁT ĐIỆN MẶT TRỜI NỐI LƯỚI

CHO

DỰ ÁN ĐIỆN MẶT TRỜI (Ghi tên)

GIỮA

[TÊN BÊN BÁN ĐIệN]

với tư cách là “Bên bán điện“

và

[TÊN BÊN MUA ĐIệN]

với tư cách là “Bên mua điện“

(Ban hành kèm theo Thông tư số ...../2017/TT-BCT ngày.... tháng.... năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

MỤC LỤC

Điều 1. Định nghĩa

Điều 2. Giao nhận, mua bán điện và vận hành

Điều 3. Đấu nối, đo đếm và vận hành nhà máy điện

Điều 4. Lập hóa đơn và thanh toán

Điều 5. Trường hợp bất khả kháng

Điều 6. Thời hạn hợp đồng

Điều 7. Vi phạm hợp đồng, bồi thường thiệt hại và đình chỉ thực hiện hợp đồng

Điều 8. Giải quyết tranh chấp

Điều 9. Ủy thác, chuyển nhượng và tái cơ cấu

Điều 10. Các thỏa thuận khác

Điều 11. Cam kết thực hiện

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

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

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

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

Căn cứ Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg ngày 11 tháng 4 năm 2017 của Thủ tướng Chính phủ ban hành Quyết định về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam;

Căn cứ Thông tư số …./2017/TT-BCT ngày …. tháng …. năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định về phát triển dự án và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện mặt trời;

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 _______)

(sau đây gọi là “Bên bán điện”); và

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 _______)

(sau đây gọi là “Bên mua điện”).

Cùng nhau thỏa thuận ký Hợp đồng mua bán điện để mua, bán điện được sản xuất từ Nhà máy Điện mặt trời [Tên dự án], có tổng công suất lắp đặt là [Công suất dự án] do Bên bán điện đầu tư xây dựng và vận hành tại [Địa điểm xây dựng dự án] với những điều khoản và điều kiện dưới đây:

Điều 1. Định nghĩa

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

1. Bên hoặc các bên là Bên bán điện, Bên mua điện hoặc cả hai bên hoặc đơn vị tiếp nhận các quyền và nghĩa vụ của một bên hoặc các bên trong Hợp đồng này.

2. Điểm đấu nối là vị trí mà đường dây của Bên bán điện đấu nối vào hệ thống điện của Bên mua điện được thỏa thuận tại Phụ lục A của Hợp đồng.

3. Điểm giao nhận điện là điểm đặt thiết bị đo đếm sản lượng điện bán ra của Bên bán điện .

4. Điện năng mua bán là điện năng tính bằng kWh của nhà máy điện phát ra đã trừ đi lượng điện năng cần thiết cho tự dùng và tổn thất của nhà máy điện, được Bên bán điện đồng ý bán và giao cho Bên mua điện hàng năm, theo quy định trong Phụ lục B của Hợp đồng.

5. Hợp đồng bao gồm văn bản này và các Phụ lục kèm theo.

6. Lãi suất giao dịch bình quân liên ngân hàng là lãi suất giao dịch bình quân liên ngân hàng kỳ hạn 01 (một) tháng được Ngân hàng Nhà nước Việt Nam công bố tại thời điểm thanh toán.

7. Năm hợp đồng là năm được tính theo năm dương lịch 12 (mười hai) tháng tính từ ngày đầu tiên của tháng 01 (một) và kết thúc vào ngày cuối cùng của tháng 12 (mười hai) năm đó, trừ trường hợp đối với năm hợp đồng đầu tiên được tính bắt đầu từ ngày vận hành thương mại và kết thúc vào ngày cuối cùng của tháng 12 (mười hai) của năm đó. Năm hợp đồng cuối cùng kết thúc vào ngày cuối cùng của thời hạn Hợp đồng.

8. Ngày đến hạn thanh toán là thời hạn 15 (mười lăm) ngày kể từ ngày Bên mua điện nhận được hóa đơn thanh toán tiền điện của Bên bán điện.

9. Ngày vận hành thương mại là ngày một phần hoặc toàn bộ nhà máy điện mặt trời nối lưới sẵn sàng bán điện cho Bên mua điện và thỏa mãn các điều kiện sau: (i) Nhà máy điện hoàn thành các thử nghiệm ban đầu đối với một phần của nhà máy điện mặt trời nối lưới và các trang thiết bị đấu nối; (ii) Nhà máy điện mặt trời nối lưới đã được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện và (iii) Hai bên chốt chỉ số công tơ để bắt đầu thanh toán.

10. Nhà máy điện bao gồm tất cả các thiết bị phát điện, thiết bị bảo vệ, thiết bị đấu nối và các thiết bị phụ trợ có liên quan; đất sử dụng cho công trình điện lực và công trình phụ trợ để sản xuất điện năng theo Hợp đồng này của Bên bán điện .

11. Tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật ngành điện là những quy định, tiêu chuẩn, thông lệ được áp dụng trong ngành điện do các tổ chức có thẩm quyền của Việt Nam ban hành hoặc các quy định, tiêu chuẩn của các tổ chức quốc tế, các nước trong vùng ban hành phù hợp với quy định pháp luật, khuyến nghị của nhà sản xuất thiết bị, có tính đến điều kiện vật tư, nguồn lực, nhiên liệu, kỹ thuật chấp nhận được đối với ngành điện Việt Nam tại thời điểm nhất định.

12. Quy định vận hành hệ thống điện quốc gia là các văn bản quy phạm pháp luật, Quy trình quy định các tiêu chuẩn vận hành hệ thống điện, điều kiện và thủ tục đấu nối vào lưới điện, điều độ vận hành hệ thống điện, đo đếm điện năng trong hệ thống truyền tải và phân phối điện.

13. Trường hợp khẩn cấp là tình huống có thể gây gián đoạn dịch vụ cung cấp điện cho khách hàng của Bên mua điện, bao gồm các trường hợp có thể gây ra hỏng hóc lớn trong hệ thống điện quốc gia, có thể đe dọa đến tính mạng, tài sản hoặc làm ảnh hưởng đến khả năng kỹ thuật của nhà máy điện.

Điều 2. Giao nhận, mua bán điện và vận hành

1. Giao nhận điện

a) Kể từ ngày vận hành thương mại, Bên bán điện đồng ý giao và bán điện năng cho Bên mua điện, Bên mua điện đồng ý mua điện năng của Bên bán điện theo quy định của Hợp đồng này.

b) Bên mua điện có trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng điện phát lên lưới theo giá mua điện quy định tại Khoản 2 Điều này.

c) Bên bán điện được hưởng các lợi ích liên quan đến môi trường theo quy định pháp luật và các điều ước quốc tế.

2. Giá mua bán điện

a) Bên mua điện có trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng điện từ dự án điện mặt trời nối lưới với giá mua điện tại điểm giao nhận điện (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) theo quy định tại Khoản 1 Điều 12 Quyết định số 11.

b) Giá mua điện quy định tại Mục a) chỉ áp dụng cho phần nhà máy điện mặt trời nối lưới có ngày vận hành thương mại trước ngày 30 tháng 6 năm 2019 và được áp dụng 20 năm kể từ ngày vận hành thương mại.

c) Các dự án điện mặt trời được áp dụng giá bán điện theo quy định tại Mục a) không được áp dụng cơ chế hỗ trợ giá cho sản lượng điện của dự án theo các quy định hiện hành khác.

3. Mua bán điện

Bên bán điện đồng ý vận hành nhà máy điện với công suất khả dụng của thiết bị và phù hợp với tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật ngành điện. Bên bán điện không phải chịu trách nhiệm pháp lý đối với thiệt hại trực tiếp của Bên mua điện do Bên bán điện không cung cấp đủ điện năng mua bán trong trường hợp không do lỗi của Bên bán điện. Trường hợp không có sự đồng ý bằng văn bản của Bên mua điện thì Bên bán điện không được bán điện cho bên thứ ba,hoặc sử dụng với các mục đích khác ngoài mục đích sản xuất điện năng để bán điện cho Bên mua điện.

4. Kế hoạch vận hành

a) Trước hoặc vào ngày thực hiện Hợp đồng này, Bên bán điện cung cấp cho Bên mua điện biểu đồ khả năng phát điện trung bình năm tại thanh cái nhà máy theo từng tháng phù hợp với thiết kế cơ sở của nhà máy điện;

b) Trước ngày 30 tháng 11 hàng năm. Bên bán điện cung cấp cho Bên mua điện kế hoạch sản xuất điện năm sau, bao gồm:

- Kế hoạch vận hành các tháng trong năm (sản lượng điện và công suất khả dụng);

- Lịch bảo dưỡng sửa chữa nhà máy các tháng trong năm (nếu có).

c) Bên bán điện phải cung cấp thông tin về kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa và kế hoạch huy động các tổ máy phát điện cho đơn vị điều độ hệ thống điện (theo cấp điều độ có quyền điều khiển) theo quy định pháp luật về vận hành hệ thống điện quốc gia.

5. Ngừng phát điện

Bên bán điện thông báo cho Bên mua điện dự kiến lịch ngừng phát điện và thời gian ngừng phát điện để sửa chữa theo kế hoạch và không theo kế hoạch theo quy định về vận hành hệ thống điện quốc gia.

6. Vận hành lưới điện

a) Bên bán điện có trách nhiệm quản lý, vận hành và bảo dưỡng các thiết bị điện lưới điện theo phạm vi quản lý tài sản xác định tại Thỏa thuận đấu nối với các đơn vị quản lý lưới điện, đảm bảo phù hợp với quy định về vận hành hệ thống điện quốc gia; tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật ngành điện; và việc mua, bán điện năng theo Hợp đồng mua bán điện.

b) Bên bán điện phải trao đổi và thống nhất với đơn vị quản lý vận hành hệ thống điện quốc gia (theo cấp điều độ có quyền điều khiển) về kế hoạch huy động nguồn điện và giải pháp để giảm bớt ảnh hưởng tới truyền tải lưới điện khu vực do các ràng buộc liên quan tới phụ tải và lưới điện khu vực.

7. Gián đoạn trong hoạt động nhận và mua điện

Bên mua điện không phải thực hiện nghĩa vụ mua hoặc nhận điện trong các trường hợp sau đây:

a) Nhà máy điện của Bên bán điện vận hành, bảo dưỡng không phù hợp với quy định về vận hành hệ thống điện quốc gia và tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật ngành điện;

b) Trong thời gian Bên mua điện lắp đặt thiết bị, sửa chữa, thay thế, kiểm định hoặc kiểm tra lưới điện có liên quan trực tiếp tới đấu nối của nhà máy điện của Bên bán điện;

c) Lưới điện truyền tải, phân phối đấu nối vào lưới điện của Bên mua điện có sự cố hoặc các thiết bị lưới điện đấu nối trực tiếp với lưới điện truyền tải, phân phối của Bên mua điện có sự cố;

d) Lưới điện của Bên mua điện cần hỗ trợ để phục hồi sau chế độ sự cố phù hợp với quy định về vận hành hệ thống điện quốc gia và tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật ngành điện.

8. Gián đoạn trong hoạt động giao và bán điện

Bên bán điện có thể ngừng hoặc giảm lượng điện bán và giao cho Bên mua điện trong trường hợp lắp đặt thiết bị, sửa chữa, thay thế, kiểm định, kiểm tra hoặc thực hiện sửa chữa Nhà máy điện mà ảnh hưởng trực tiếp đến việc giao điện năng cho Bên mua điện.

Trước khi tiến hành ngừng hoặc giảm lượng điện giao cho Bên mua điện, Bên bán điện phải thông báo trước cho Bên mua điện ít nhất 10 (mười) ngày, trong thông báo phải nêu rõ lý do, dự tính thời gian bắt đầu và thời gian gián đoạn giao điện.

9. Phối hợp

Bên mua điện có trách nhiệm giảm thiểu thời gian giảm hoặc ngừng việc nhận điện trong các trường hợp tại Khoản 7 Điều này. Trừ trường hợp khẩn cấp, khi thực hiện tạm giảm hoặc ngừng việc nhận điện, Bên mua điện phải thông báo trước cho Bên bán điện ít nhất 10 (mười) ngày, nêu rõ lý do, thời điểm dự kiến bắt đầu và thời gian gián đoạn. Trong trường hợp cần thiết, Bên mua điện phải chuyển cho Bên bán điện các lệnh điều độ về vận hành nhận được từ đơn vị điều độ hệ thống điện liên quan đến vận hành nhà máy và Bên bán điện phải tuân thủ các lệnh đó, trừ trường hợp các lệnh đó làm thay đổi đặc điểm phải huy động của nhà máy.

10. Hệ số công suất

Bên bán điện đồng ý vận hành nhà máy điện đồng bộ với lưới điện của Bên mua điện để giao điện tại điểm giao nhận, tại mức điện áp và hệ số công suất từ 0,85 (ứng với chế độ phát công suất phản kháng) đến 0,90 (ứng với chế độ nhận công suất phản kháng) như quy định tại Phụ lục A. Trừ khi Bên mua điện yêu cầu khác, nhà máy điện của Bên bán điện phải vận hành với hệ số công suất xác định theo Quy định về lưới điện phân phối tại điểm giao nhận cho Bên mua điện.

11. Vận hành đồng bộ

Bên bán điện có trách nhiệm thông báo cho Bên mua điện bằng văn bản ít nhất 30 (ba mươi) ngày trước khi hòa đồng bộ lần đầu tiên của Bên bán điện với lưới điện của Bên mua điện. Bên bán điện phải phối hợp vận hành với Bên mua điện tại lần hòa đồng bộ đầu tiên và các lần hòa đồng bộ sau.

12. Tiêu chuẩn

Bên bán điện và Bên mua điện phải tuân thủ các quy định có liên quan đến giao, nhận điện theo các Quy định về lưới điện phân phối, Quy định về đo đếm điện và các văn bản quy phạm pháp luật có liên quan đến ngành điện.

13. Thay đổi ngày vận hành thương mại

Trong thời hạn từ 06 (sáu) tháng đến 12 (mười hai) tháng trước ngày vận hành thương mại được ghi trong Phụ lục A, Bên bán điện phải xác nhận lại chính thức việc thay đổi ngày vận hành thương mại. Các bên phải có sự hợp tác trong việc thay đổi ngày vận hành thương mại và Bên mua điện không được từ chối yêu cầu thay đổi này nếu không có lý do chính đáng.

Điều 3. Đấu nối, đo đếm và vận hành nhà máy điện

1. Trách nhiệm tại điểm giao nhận điện

Bên bán điện có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt các trang thiết bị để truyền tải và giao điện cho Bên mua điện tại điểm giao nhận điện. Bên mua điện có trách nhiệm hợp tác với Bên bán điện thực hiện việc lắp đặt này.

2. Đấu nối

a) Bên bán điện có trách nhiệm đầu tư, xây dựng, vận hành và bảo dưỡng các thiết bị đấu nối để đấu nối nhà máy với lưới điện truyền tải, phân phối phù hợp với Quy định về lưới điện truyền tải, phân phối và các quy định khác có liên quan. Bên bán điện phải chịu chi phí lắp đặt hệ thống đo đếm tại trạm biến áp theo quy định tại Phụ lục A của Hợp đồng này.

b) Bên mua điện có quyền xem xét thiết kế, kiểm tra tính đầy đủ của thiết bị bảo vệ. Bên mua điện phải thông báo cho Bên bán điện kết quả thẩm định bằng văn bản trong thời hạn 30 (ba mươi) ngày kể từ ngày nhận được toàn bộ hồ sơ kỹ thuật liên quan đến thiết kế. Bên mua điện phải thông báo bằng văn bản tất cả các lỗi thiết kế được phát hiện. Bên bán điện phải thực hiện các sửa đổi bổ sung do Bên mua điện đề xuất phù hợp với quy định pháp luật về vận hành hệ thống điện quốc gia và các tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật ngành điện.

3. Tiêu chuẩn đấu nối

Các thiết bị của Bên bán điện và của Bên mua điện phải được lắp đặt, vận hành và đấu nối theo Quy định về lưới điện phân phối.

4. Kiểm tra việc thực hiện tiêu chuẩn đấu nối

Khi có thông báo trước theo quy định, mỗi bên có quyền kiểm tra thiết bị đấu nối của bên kia để đảm bảo việc thực hiện theo quy định pháp luật về vận hành hệ thống điện quốc gia. Việc kiểm tra này không được làm ảnh hưởng đến hoạt động của bên được kiểm tra. Trong trường hợp thiết bị của bên được kiểm tra không đáp ứng các điều kiện vận hành và bảo dưỡng, bên kiểm tra phải thông báo cho bên được kiểm tra những điểm cần hiệu chỉnh. Bên được kiểm tra có trách nhiệm thực hiện các biện pháp khắc phục cần thiết khi có yêu cầu hiệu chỉnh hợp lý từ bên kiểm tra.

5. Đo đếm

a) Trách nhiệm của Bên bán điện:

- Lắp đặt và bảo dưỡng thiết bị đo đếm chính và thiết bị đo đếm dự phòng được sử dụng để đo đếm điện năng và lập hóa đơn;

- Cung cấp địa điểm lắp đặt thiết bị đo đếm, nếu điểm đấu nối tại nhà máy điện.

b) Yêu cầu về thiết bị đo đếm:

- Phù hợp với quy định về đo đếm và các quy định liên quan khác;

- Có khả năng lưu giữ và ghi lại điện năng tác dụng và phản kháng và theo hai chiều;

- Có khả năng truyền các dữ liệu đến các địa điểm theo yêu cầu của Bên mua điện;

- Được niêm phong kẹp chì, có khả năng ghi và lưu trữ dữ liệu lớn.

6. Ghi chỉ số công tơ

Hàng tháng (hoặc theo chu kỳ ghi chỉ số do hai bên thỏa thuận), Bên mua điện và Bên bán điện cùng đọc và ghi chỉ số công tơ.

Sau khi đã thông báo theo quy định, Bên mua điện được vào nhà máy điện hoặc nơi lắp đặt thiết bị đo đếm để ghi chỉ số, kiểm tra công tơ và thực hiện các hoạt động khác liên quan đến việc thực hiện các nghĩa vụ của Hợp đồng này. Việc Bên mua điện vào nhà máy phải đảm bảo không ảnh hưởng đến hoạt động bình thường của Bên bán điện. Các nhân viên hoặc kiểm tra viên điện lực do Bên mua điện cử đến khi vào nhà máy điện phải tuân thủ các quy định về an toàn và nội quy của nhà máy điện.

7. Kiểm định thiết bị đo đếm

a) Việc kiểm tra, kiểm định thiết bị đo đếm hoặc xác nhận độ chính xác của thiết bị đo đếm phải thực hiện theo quy định về đo đếm điện do tổ chức có thẩm quyền hoặc được ủy quyền thực hiện. Việc kiểm định được tiến hành trước khi sử dụng thiết bị đo đếm lần đầu để ghi điện năng mua bán của nhà máy điện. Tất cả thiết bị đo đếm được niêm phong, kẹp chì và khóa lại sau khi kiểm định và Bên mua điện có quyền chứng kiến quá trình này.

b) Tất cả các thiết bị đo đếm điện năng mua bán của nhà máy điện phải được kiểm định hàng năm phù hợp với quy định về đo đếm điện, chi phí kiểm định do Bên bán điện chi trả. Trường hợp cần thiết, một bên có thể đề xuất kiểm định độ chính xác của bất cứ thiết bị đo đếm nào, chi phí kiểm định sẽ do bên đề xuất thanh toán. Kết quả kiểm định thiết bị đo đếm phải được thông báo cho bên kia biết khi được yêu cầu. Trường hợp thiết bị đo đếm có sai số lớn hơn mức cho phép trong các quy định về đo đếm, Bên bán điện chịu trách nhiệm hiệu chỉnh hoặc thay thế và hoàn trả khoản tiền thu thừa cho Bên mua điện cộng với tiền lãi của khoản tiền thu thừa tính theo lãi suất cơ bản và chi phí kiểm định thiết bị đo đếm điện. Mỗi bên được thông báo trước và có quyền cử người tham gia dỡ niêm phong, kiểm tra, kiểm định và niêm phong kẹp chì công tơ. Trường hợp một bên cho rằng công tơ bị hỏng hoặc không hoạt động thì bên đó phải thông báo ngay cho bên kia, bên có công tơ phải kiểm tra và sửa chữa.

8. Chuyển quyền sở hữu điện

Tại điểm giao nhận điện, quyền sở hữu điện được chuyển từ Bên bán điện sang Bên mua điện. Tại điểm này, Bên mua điện có quyền sở hữu, kiểm soát và chịu trách nhiệm về lượng điện đã nhận. Điện năng được truyền tải bằng dòng điện xoay chiều ba (3) pha, tần số năm mươi héc (50 Hz) với mức điện áp quy định trong Phụ lục A của Hợp đồng này.

9. Vận hành nhà máy điện

Bên bán điện phải vận hành nhà máy điện phù hợp với Quy định về lưới điện truyền tải, phân phối, Tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật ngành điện và các quy định khác có liên quan.

Điều 4. Lập hóa đơn và thanh toán

1. Lập hóa đơn

Hàng tháng (hoặc theo chu kỳ ghi chỉ số do hai bên thỏa 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 ghi chỉ số công tơ cùng hóa đơn bằng văn bản (hoặc bằng fax, bằng bản sao gửi qua thư điện tử đồng thời có công văn gửi sau) cho Bên mua điện trong vòng 10 (mười) ngày làm việc sau khi đọc chỉ số công tơ.

2. Thanh toán

a) 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 Khoản 9 Điều 1 và theo giá mua điện quy định tại Khoản 2 Điều 2 của Hợp đồng này.

b) Trường hợp Bên mua điện không thanh toán trong thời hạn nêu trên thì Bên mua điện có trách nhiệm trả lãi phạt chậm trả cho toàn bộ khoản tiền chậm trả. Lãi phạt chậm trả được tính bằng lãi suất giao dịch bình quân liên ngân hàng kỳ hạn một (01) tháng tính từ ngày sau ngày đến hạn thanh toán.

c) Trường hợp Bên mua điện không cùng đọc chỉ số công tơ theo quy định tại khoản 1 Điều này, Bên mua điện vẫn phải thực hiện nghĩa vụ thanh toán cho Bên bán điện lượng điện năng giao nhận theo quy định.

d) Bên bán điện phải thanh toán cho Bên mua điện giá phân phối điện theo Hợp đồng (nếu có).

3. Ước tính lượng điện năng bán

Trường hợp không có đủ dữ liệu cần thiết để xác định lượng điện năng hoặc khoản thanh toán Bên mua điện nợ Bên bán điện, trừ các trường hợp nêu tại khoản 4 Điều này, Bên bán điện phải ước tính các dữ liệu đó và điều chỉnh khoản thanh toán đúng với thực tế trong các lần thanh toán tiếp theo.

4. Thứ tự áp dụng và thay thế chỉ số công tơ

Để xác định lượng điện năng Bên mua điện đã nhận và chấp nhận trong một kỳ thanh toán, việc ghi sản lượng điện, lập hóa đơn và thanh toán phải dựa trên các số liệu ước tính theo thứ tự sau:

a) Chỉ số công tơ chính tại nhà máy điện trong kỳ thanh toán, có cấp chính xác phù hợp với quy định tại khoản 8 Điều 3 của Hợp đồng này;

b) Chỉ số công tơ dự phòng tại nhà máy điện, khi công tơ dự phòng được sử dụng để đo đếm lượng điện năng giao nhận phải có cấp chính xác phù hợp với quy định tại khoản 8 Điều 3 của Hợp đồng này;

c) Khi tất cả các công tơ không ghi lại chính xác lượng điện năng giao nhận, phải ước tính sản lượng điện giao nhận theo các số liệu trung bình tháng (nếu có) của nhà máy điện trong cùng kỳ thanh toán của năm trước năm hợp đồng và phải được điều chỉnh hợp lý cho giai đoạn lập hóa đơn cụ thể theo các số liệu có sẵn tương ứng ảnh hưởng đến việc phát điện của nhà máy điện như thông số về sinh khối, hiệu suất tổ máy, số giờ vận hành, thời gian vận hành của tổ máy phát điện và lượng điện tự dùng (gọi chung là “các Thông số vận hành“) trong thời gian công tơ bị hỏng.

Khi không có các số liệu tin cậy, phải ước tính sản lượng điện giao nhận theo lượng điện năng trung bình tháng của nhà máy điện của 06 (sáu) kỳ thanh toán ngay trước khi công tơ hư hỏng (hoặc ít hơn nếu nhà máy điện vận hành chưa được sáu tháng) và phải được điều chỉnh theo thời gian ngừng máy hoặc theo các Thông số vận hành.

5. Tranh chấp hóa đơn

a) Trường hợp một bên không đồng ý với toàn bộ hoặc một phần của hóa đơn về sản lượng điện hoặc lượng tiền thanh toán thì có quyền thông báo bằng văn bản tới bên kia trước ngày đến hạn thanh toán. Sau khi có thông báo mà các bên không thỏa thuận giải quyết được thì thời hạn để một hoặc các bên đưa ra tranh chấp là 01 (một) năm tính từ ngày Bên mua điện nhận được hóa đơn hợp lệ.

b) Trường hợp việc giải quyết tranh chấp theo khoản 1, 2 Điều 8 của Hợp đồng này mà Bên bán điện đúng thì Bên mua điện phải thanh toán cho Bên bán điện khoản tiền tranh chấp cộng với phần lãi tính theo lãi suất giao dịch bình quân liên ngân hàng, ghép lãi hàng tháng từ ngày đến hạn thanh toán đến ngày thanh toán số tiền tranh chấp. Nếu Bên mua điện đúng thì Bên bán điện phải hoàn lại số tiền tranh chấp đã nhận trước đó cộng với phần lãi tính theo lãi suất giao dịch bình quân liên ngân hàng, ghép lãi hàng tháng từ ngày nhận được khoản thanh toán đến ngày thanh toán khoản tiền tranh chấp. Tất cả các thanh toán trong mục này phải được thực hiện trong thời hạn 15 (mười lăm) ngày kể từ ngày có quyết định giải quyết tranh chấp cuối cùng theo Điều 8 của Hợp đồng này.

Điều 5. Trường hợp bất khả kháng

1. Bất khả kháng

Sự kiện bất khả kháng là sự kiện xảy ra một cách khách quan không thể lường trước được và không thể khắc phục được mặc dù đã áp dụng mọi biện pháp cần thiết và khả năng cho phép. Các sự kiện bất khả kháng bao gồm:

a) Thiên tai, hoả hoạn, cháy nổ, lũ lụt, sóng thần, bệnh dịch hay động đất;

c) Bạo động, nổi loạn, chiến sự, chống đối, phá hoại, cấm vận, bao vây, phong toả, bất cứ hành động chiến tranh nào hoặc hành động thù địch cộng đồng cho dù chiến tranh có được tuyên bố hay không;

2. Xử lý trong trường hợp bất khả kháng

Trong trường hợp có sự kiện bất khả kháng, bên viện dẫn bất khả kháng phải:

a) Nhanh chóng gửi thông báo bằng văn bản tới bên kia về sự kiện bất khả kháng, nêu rõ lý do, đưa ra những bằng chứng đầy đủ chứng minh về sự kiện bất khả kháng đó và đưa ra dự kiến về thời gian và tầm ảnh hưởng của sự kiện bất khả kháng tới khả năng thực hiện các nghĩa vụ của mình;

b) Nỗ lực với tất cả khả năng của mình để thực hiện nghĩa vụ theo Hợp đồng;

c) Nhanh chóng thực hiện các hành động cần thiết để khắc phục sự kiện bất khả kháng và cung cấp bằng chứng để chứng minh việc đã nỗ lực hợp lý để khắc phục sự kiện bất khả kháng;

d) Thực hiện các biện pháp cần thiết để giảm thiểu tác hại tới các bên trong Hợp đồng;

đ) Nhanh chóng thông báo tới các bên về sự chấm dứt của sự kiện bất khả kháng.

3. Hệ quả của sự kiện bất khả kháng

Trường hợp sau khi đã thực hiện tất cả các biện pháp quy định tại Khoản 2 Điều này, bên vi phạm sẽ được miễn phần trách nhiệm liên quan tới việc không thực hiện được nghĩa vụ theo Hợp đồng do sự kiện bất khả kháng gây ra.

4. Thời hạn của sự kiện bất khả kháng

Trường hợp do sự kiện bất khả kháng mà một bên không thực hiện nghĩa vụ theo Hợp đồng này trong thời hạn 01 (một) năm, bên kia có quyền đơn phương chấm dứt Hợp đồng sau 60 (sáu mươi) ngày kể từ ngày thông báo bằng văn bản, trừ khi nghĩa vụ đó được thực hiện trong thời hạn 60 (sáu mươi) ngày này.

Điều 6. Thời hạn hợp đồng

Trừ khi được gia hạn hoặc chấm dứt trước Thời hạn Hợp đồng theo các điều khoản của Hợp đồng, Hợp đồng này có hiệu lực kể từ ngày đại diện có thẩm quyền của các Bên ký chính thức và chấm dứt sau 20 (hai mươi) năm kể từ Ngày vận hành thương mại. Sau khi chấm dứt Hợp đồng, các nội dung của Hợp đồng này tiếp tục có hiệu lực trong một thời gian cần thiết để các bên thực hiện việc lập hóa đơn lần cuối, điều chỉnh hóa đơn, thanh toán, các quyền và nghĩa vụ trong Hợp đồng này.

Điều 7. Vi phạm hợp đồng, bồi thường thiệt hại và đình chỉ thực hiện hợp đồng

1. Đối với Bên bán điện

a) Bên bán điện không thực hiện được Ngày vận hành thương mại như quy định trong Phụ lục A trong thời hạn 03 (ba) tháng, trừ trường hợp bất khả kháng;

b) Bên bán điện không thực hiện hoặc tuân thủ các nội dung của Hợp đồng trong thời gian 60 (sáu mươi) ngày kể từ khi có thông báo bằng văn bản của Bên mua điện;

Trường hợp Bên bán điện đã cố gắng khắc phục hành vi vi phạm trong thời hạn 60 (sáu mươi) ngày trên nhưng việc khắc phục không thể hoàn thành trong thời hạn đó thì Bên bán điện được kéo dài thời hạn khắc phục tới tối đa là 01 (một) năm kể từ ngày có thông báo bằng văn bản về hành vi vi phạm của Bên bán điện. Bên bán điện phải tiếp tục hoàn thành khắc phục vi phạm trong thời gian ngắn nhất, trừ các trường hợp được nêu tại Điều 5 của Hợp đồng này;

c) Bên bán điện phủ nhận hiệu lực của một phần hoặc toàn bộ Hợp đồng;

d) Vi phạm các cam kết của Bên bán điện theo Điều 11 của Hợp đồng này.

2. Đối với Bên mua điện

a) Bên mua điện không thực hiện hoặc tuân thủ các nội dung của Hợp đồng trong thời hạn 60 (sáu mươi) ngày kể từ khi có thông báo bằng văn bản của Bên bán điện;

Trường hợp Bên mua điện đã cố gắng khắc phục hợp lý hành vi vi phạm trong thời hạn 60 (sáu mươi) ngày nhưng việc khắc phục không thể hoàn thành trong thời hạn đó thì Bên mua điện được phép kéo dài thời hạn khắc phục tối đa là 01 (một) năm kể từ ngày có thông báo bằng văn bản về hành vi vi phạm của Bên mua điện. Bên mua điện phải tiếp tục hoàn thành khắc phục vi phạm trong thời gian ngắn nhất, trừ các trường hợp được nêu tại Điều 5 của Hợp đồng này;

b) Bên mua điện không thanh toán khoản tiền thanh toán không tranh chấp theo Hợp đồng khi đến hạn và việc không thanh toán này tiếp tục kéo dài hơn 90 (chín mươi) ngày mà không có lý do chính đáng;

c) Bên mua điện phủ nhận hiệu lực của một phần hoặc toàn bộ Hợp đồng;

d) Vi phạm nghiêm trọng các cam kết của Bên mua điện tại Điều 10 của Hợp đồng này.

3. Quy trình khắc phục và giải quyết vi phạm hợp đồng

Trường hợp có sự kiện vi phạm hợp đồng, bên bị vi phạm phải gửi thông báo bằng văn bản cho bên vi phạm. Bên vi phạm phải hợp tác để giải quyết sự kiện vi phạm hợp đồng;

4. Bồi thường thiệt hại

a) Bên có hành vi vi phạm hợp đồng có nghĩa vụ bồi thường thiệt hại do hành vi vi phạm gây ra cho bên bị vi phạm. Giá trị bồi thường bao gồm giá trị tổn thất thực tế, trực tiếp mà bên bị vi phạm phải chịu do bên vi phạm gây ra và khoản lợi trực tiếp mà bên bị vi phạm được hưởng nếu không có hành vi vi phạm;

b) Bên bị vi phạm phải chứng minh tổn thất, mức độ tổn thất do hành vi vi phạm gây ra và khoản lợi trực tiếp mà bên bị vi phạm đáng lẽ được hưởng nếu không có hành vi vi phạm.

5. Đình chỉ thực hiện hợp đồng

Trường hợp sự kiện vi phạm hợp đồng không giải quyết được theo Khoản 4 Điều này, bên bị vi phạm có thể tiếp tục yêu cầu bên vi phạm khắc phục vi phạm hoặc có thể đình chỉ thực hiện hợp đồng bằng cách gửi thông báo đến bên vi phạm. Sau khi bên bị vi phạm lựa chọn đình chỉ thực hiện hợp đồng theo điều kiện của Hợp đồng này, các bên không phải thực hiện nghĩa vụ hợp đồng, trừ các trường hợp được nêu trong Khoản 1 của Điều này và bên bị vi phạm có quyền yêu cầu bên vi phạm bồi thường thiệt hại.

Trường hợp Bên bán điện là bên bị vi phạm lựa chọn đình chỉ thực hiện hợp đồng, giá trị bồi thường thiệt hại được tính bằng giá trị sản lượng điện phát thực tế của Bên bán điện trong thời gian một năm trước đó tính đến thời điểm đình chỉ thực hiện Hợp đồng.

Điều 8. Giải quyết tranh chấp

1. Giải quyết tranh chấp bằng thương lượng

Trường hợp có tranh chấp xảy ra giữa các bên trong Hợp đồng này, thì bên đưa ra tranh chấp phải thông báo cho bên kia bằng văn bản về nội dung tranh chấp và các yêu cầu trong thời hiệu quy định. Các bên sẽ thương lượng giải quyết tranh chấp trong vòng 60 (sáu mươi) ngày kể từ ngày nhận được thông báo của bên đưa ra tranh chấp. Việc giải quyết tranh chấp liên quan đến thanh toán tiền điện được thực hiện trong thời hạn 15 (mười lăm) ngày kể từ ngày có thông báo của bên yêu cầu.

Trường hợp không thể thống nhất được theo quy định trên, các bên có quyền gửi văn bản đề nghị Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo hỗ trợ các bên giải quyết vướng mắc.

Cơ chế giải quyết tranh chấp này không áp dụng với những tranh chấp không phát sinh trực tiếp từ Hợp đồng này giữa một bên trong Hợp đồng với các bên thứ ba.

2. Giải quyết tranh chấp theo quy định của pháp luật

Trường hợp tranh chấp không thể giải quyết bằng biện pháp thương lượng theo quy định tại Khoản 1 Điều này hoặc một trong các bên không tuân thủ kết quả đàm phán thì một hoặc các bên có thể yêu cầu giải quyết tranh chấp theo quy định tại Thông tư số 40/2010/TT-BCT ngày 13 tháng 12 năm 2010 của Bộ Công Thương quy định về trình tự, thủ tục giải quyết tranh chấp trên thị trường điện lực hoặc cơ quan giải quyết tranh chấp khác do hai bên thống nhất lựa chọn để giải quyết tranh chấp theo quy định của pháp luật có liên quan.

Điều 9. Ủy thác, chuyển nhượng và tái cơ cấu

1. Ủy thác và chuyển nhượng

Trong trường hợp Hợp đồng này được ủy thác hoặc chuyển nhượng thực hiện, quy định về quyền và nghĩa vụ trong Hợp đồng tiếp tục có hiệu lực đối với đại diện theo pháp luật, đại diện theo ủy quyền của các bên.

Trong trường hợp Bên bán điện chuyển nhượng hoặc ủy thác việc thực hiện Hợp đồng phải được sự chấp thuận bằng văn bản của Bên mua điện. Nếu phần ủy thác của Bên bán điện có giá trị xấp xỉ giá trị các thiết bị có thể vận hành thì đó là việc ủy thác hợp lệ theo Hợp đồng này.

Bên ủy thác hay chuyển nhượng phải thông báo ngay bằng văn bản tới bên kia về việc ủy thác hay chuyển nhượng.

2. Tái cơ cấu

Trong trường hợp tái cơ cấu ngành điện ảnh hưởng tới các quyền hoặc nghĩa vụ của Bên bán điện hoặc Bên mua điện trong Hợp đồng này, thì việc thực hiện Hợp đồng sẽ được chuyển sang cho các đơn vị tiếp nhận. Bên mua điện có trách nhiệm xác nhận và bảo đảm bằng văn bản về việc các đơn vị tiếp nhận thực hiện nghĩa vụ mua điện hoặc phân phối điện và các quyền lợi và nghĩa vụ khác theo Hợp đồng này.

3. Lựa chọn tham gia thị trường điện

Bên bán điện có quyền lựa chọn tham gia thị trường điện phù hợp với các quy định về thị trường điện cạnh tranh. Trong trường hợp này, Bên bán điện phải thông báo bằng văn bản trước 120 (một trăm hai mươi) ngày cho Bên mua điện, Cục Điều tiết điện lực và được đơn phương chấm dứt Hợp đồng sau khi đã hoàn thành nghĩa vụ thông báo theo quy định.

Điều 10. Các thỏa thuận khác

1. Sửa đổi Hợp đồng

Việc sửa đổi, bổ sung Hợp đồng này được thực hiện theo quy định của Thông tư số..../2017/TT-BCT ngày..... tháng.... năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định về phát triển dự án và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện mặt trời và được thực hiện bằng văn bản trên cơ sở thỏa thuận giữa hai bên.

2. Trách nhiệm hợp tác

Bên bán điện có nghĩa vụ thực hiện các thủ tục pháp lý liên quan tới nhà máy điện. Bên mua điện có trách nhiệm hợp tác với Bên bán điện để có được giấy phép, sự phê chuẩn, sự cho phép và phê duyệt cần thiết từ các cơ quan Nhà nước có thẩm quyền liên quan tới địa điểm nhà máy, kiểm soát những nguồn tài nguyên, đầu tư, truyền dẫn hoặc bán điện năng, sở hữu và vận hành nhà máy điện, kể cả việc cung cấp các tài liệu bổ sung hoặc các tài liệu ở dạng lưu trữ và thực hiện các hoạt động cần thiết hợp lý khác để thực hiện thỏa thuận của các bên.

3. Luật áp dụng

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

4. Không thực hiện quyền

Không thực hiện quyền của mình theo Hợp đồng này tại bất kì thời điểm nào sẽ không làm ảnh hưởng việc thực thi các quyền theo Hợp đồng về sau. Các bên đồng ý rằng việc tuyên bố không thực hiện quyền của một bên đối với bất kỳ cam kết hoặc điều kiện nào theo Hợp đồng, hoặc bất kỳ sự vi phạm hợp đồng, sẽ không được xem như là bên đó từ bỏ quyền tương tự về sau.

5. Tính độc lập của các nội dung hợp đồng

Trường hợp có nội dung nào trong Hợp đồng này được cho là không phù hợp với quy định của pháp luật hoặc vô hiệu theo phán quyết của tòa án, thì các nội dung khác của Hợp đồng vẫn có hiệu lực, nếu phần còn lại thể hiện đầy đủ nội dung mà không cần tới phần bị vô hiệu.

6. Thông báo

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

a) Bên bán điện: Tổng giám đốc, ________________, ________________

________________, ______________________, Việt Nam

b) Bên mua điện: _________________,

________________, ______________________, Việt Nam

c) Trong các thông báo các bên có thể nêu rõ địa chỉ người gửi hoặc người nhận khác theo hình thức quy định tại Khoản này.

d) Mỗi thông báo, hóa đơn hoặc các loại trao đổi thông tin khác được gửi bằng thư, giao nhận và truyền tin theo các cách trên được xem là đã được giao và nhận tại thời điểm chúng được giao tới địa chỉ người nhận hoặc tại thời điểm bị từ chối nhận bởi bên nhận với địa chỉ nêu trên.

7. Bảo mật

Bên mua điện đồng ý bảo mật các thông tin của nhà máy trong phụ lục Hợp đồng, trừ trường hợp các thông tin này đã được Bên bán điện hoặc Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo công bố trước đó.

8. Hợp đồng hoàn chỉnh

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

9. Thu dọn và hoàn trả mặt bằng

Bên bán điện có trách nhiệm tháo dỡ, hoàn trả mặt bằng, thu dọn nhà máy điện mặt trời sau khi dự án kết thúc theo các quy định, quy chuẩn về an toàn công trình và bảo vệ môi trường hiện hành.

Điều 11. Cam kết thực hiện

Hai bên cam kết thực hiện Hợp đồng này như sau:

1. Mỗi bên được thành lập hợp pháp để hoạt động kinh doanh tại Việt Nam.

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

3. Các bên không có hành vi pháp lý hoặc hành chính ngăn cản hoặc làm ảnh hưởng bên kia thực hiện Hợp đồng này.

4. Việc ký kết và thực hiện của một bên trong Hợp đồng này không vi phạm với bất kỳ điều khoản nào của Hợp đồng khác hoặc là một phần văn bản của một Hợp đồng khác mà bên đó là một bên tham gia.

Hợp đồng này được lập thành 10 (mười) bản có 4 Phụ lục kèm theo có giá trị như nhau là một phần không thể tách rời của Hợp đồng này, mỗi bên giữ 04 (bốn) bản, Bên bán điện có trách nhiệm gửi 01 (một) bản Hợp đồng mua bán điện tới Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo và 01 (một) bản tới Cục Điều tiết điện lực.

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

THỎA THUẬN ĐẤU NỐI HỆ THỐNG
(Được áp dụng riêng lẻ cho từng dự án phụ thuộc vào đặc điểm kỹ thuật của dự án, bao gồm sơ đồ một sợi của thiết bị đấu nối, liệt kê đặc điểm của hệ thống đo đếm, điện áp và các yêu cầu đấu nối)

PHỤ LỤC B

THÔNG SỐ KỸ THUẬT CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN

Phần A. Các thông số chung

1. Tên nhà máy điện:.............................................................................................

2. Địa điểm nhà máy điện:..................................................................................

3. Công suất định mức:.....................................................................................

4. Công suất bán cho Bên mua điện: tối thiểu...............kW; tối đa..............................

5. Công suất tự dùng của nhà máy điện: tối thiểu...........kW; tối đa.......................

6. Điện năng sản xuất hàng năm dự kiến:.........................................................kW

7. Ngày hoàn thành xây dựng nhà máy điện:.........................................................

8. Ngày vận hành thương mại dự kiến của nhà máy điện:.....................................

9. Điện áp phát lên lưới phân phối:.....................................................................V

10. Điểm đấu nối vào lưới phân phối:....................................................................

11. Điểm đặt thiết bị đo đếm:.................................................................................

Phần B. Thông số vận hành của công nghệ cụ thể

1. Loại tấm pin:...................................................................................................

2. Công nghệ phát điện:.....................................................................................

3. Đặc tính vận hành thiết kế:............................................................................

PHỤ LỤC C

YÊU CẦU TRƯỚC NGÀY VẬN HÀNH THƯƠNG MẠI
(Cam kết ngày vận hành thương mại, thỏa thuận các thủ tục chạy thử, nghiệm thu và đưa nhà máy vào vận hành thương mại....)

PHỤ LỤC D

CÁC THỎA THUẬN KHÁC

PHỤ LỤC 3

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU ÁP DỤNG CHO CÁC DỰ ÁN ĐIỆN MẶT TRỜI MÁI NHÀ
(Ban hành kèm theo Thông tư số 16/2017/TT-BCT ngày 12 tháng 9 năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

PHỤ LỤC 3.1

MUA BÁN ĐIỆN MẶT TRỜI LẮP TRÊN MÁI NHÀ
(Kèm theo Hợp đồng mua bán điện số… ký ngày… tháng… năm 20… giữa Công ty Điện lực….. và…. phục vụ sinh hoạt, ngoài mục đích sinh hoạt áp dụng công tơ 1 giá)

Căn cứ Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg ngày 11 tháng 4 năm 2017 của Thủ tướng Chính phủ về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam;

Căn cứ nhu cầu mua, bán điện của hai bên,

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

Chúng tôi gồm:

Bên A (Công ty điện lực):______________________________________

Địa chỉ: ____________________________________________________

Số CMND/hộ chiếu ……….cấp ngày……..tại………; Emai:...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 B (Chủ đầu tư dự án điện mặt trời trên mái nhà):_____________

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 Phụ lục Hợp đồng mua bán điện để mua, bán điện mặt trời trên mái nhà theo cơ chế bù trừ điện năng (net-metering) sử dụng hệ thống công tơ đo đếm điện năng hai chiều với các nội dung sau:

Điều 1. Cơ chế bù trừ điện năng

1. Sản lượng điện tính toán trong chu kỳ ghi chỉ số công tơ thứ t:

a) Trường hợp trong chu kỳ ghi chỉ số công tơ, lượng điện phát ra từ dự án điện mặt trời lắp trên mái nhà của Bên B cộng với lượng điện phát dư chu kỳ trước (thứ t-1) nhỏ hơn lượng điện tiêu thụ trong kỳ t của bên B thì sản lượng điện để thanh toán tiền điện của Bên B được xác định theo công thức sau:

SL_t= SL_­TTt - SL­­_MTt­- DSL_t-1

Trong đó:

SL_­TTt: Sản lượng điện tiêu thụ trong kỳ t của Bên B (kWh);

SL­­_MTt­: Sản lượng điện Bên B phát lên lưới trong kỳ t (kWh);

DSL_t-1: Sản lượng điện phát dư trong kỳ t-1;

t: chu kỳ ghi chỉ số công tơ.

b) Trường hợp trong chu kỳ ghi chỉ số công tơ, lượng điện phát ra từ dự án điện mặt trời lắp trên mái nhà của Bên B cộng với lượng điện phát dư chu kỳ trước (thứ t-1) lớn hơn lượng điện tiêu thụ trong kỳ t của bên B thì sản lượng điện phát dư trong chu kỳ ghi chỉ số công tơ thứ t được xác định như sau:

DSL_t= SL­­_MTt­+ DSL_t-1 - SL_­TTt

2. Tiền điện thanh toán (chưa bao gồm thuế Giá trị gia tăng) /trong chu kỳ ghi chỉ số công tơ t được tính bằng sản lượng điện tính toán để thanh toán trong chu kỳ đó theo quy định tại khoản 1 với giá bán điện tương ứng xác định theo công thức sau:

/

Trong đó:

/: Giá bán lẻ điện theo quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền (đồng/kWh);

3. Định kỳ trong thời hạn 03 ngày làm việc kể từ khi kết thúc chu kỳ ghi chỉ số công tơ, hai bên ghi nhận và thống nhất sản lượng điện tiêu thụ trong kỳ, sản lượng điện phát lên lưới trong kỳ và sản lượng điện phát dư của Bên B trong kỳ theo bảng sau:

TT	Sản lượng điện phát dư của Bên B trong kỳ trước (t-1) (DSLk,t-1)	Sản lượng điện Bên B tiêu thụ trong kỳ t (SL­TTk,t)	Sản lượng điện Bên B phát lên lưới trong kỳ t (SL­­MTk,t­)	Sản lượng điện phát dư của Bên B trong kỳ t (DSLk,t)
(1)	(2)	(3)	(4)	(5)=(4)+(2)-(3); (5) > 0
1
2

4. Khi kết thúc kỳ ghi chỉ số công tơ cuối cùng của năm hoặc kết thúc hợp đồng mua bán điện, lượng điện phát dư sẽ được thanh toán theo giá quy định tại khoản 1 Điều 12 Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg.

Điều 2. Quyền và nghĩa vụ của Bên A

- Có trách nhiệm lắp đặt công tơ đo đếm 2 chiều (giao và nhận) để tính toán lượng điện tiêu thụ và lượng điện phát lên lưới của Bên B (trừ trường hợp có thỏa thuận khác).

- Có trách nhiệm cùng với Bên B ghi nhận, thống nhất và theo dõi sản lượng điện tiêu thụ trong kỳ, sản lượng điện phát lên lưới, sản lượng điện phát dư và doanh thu phát điện của Bên B.

- Khi kết thúc kỳ ghi chỉ số công tơ cuối cùng của năm hoặc kết thúc hợp đồng mua bán điện, Bên A có trách nhiệm tính toán lượng điện phát dư và thanh toán cho Bên B theo mức giá được quy định tại khoản 1 Điều 12 Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày hai bên thống nhất và ký xác nhận sản lượng điện tiêu thụ trong kỳ, sản lượng điện phát lên lưới trong kỳ và sản lượng điện phát dư theo mục 3 Điều 1.

Điều 3. Quyền và nghĩa vụ của Bên B Đảm bảo các quy chuẩn kỹ thuật về điện mặt trời; đảm bảo chất lượng điện năng theo quy định tại Khoản 1 Điều 15 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP ; Điều 40, 41 Thông tư số 39/2015/TT-BCT hoặc văn bản sửa đổi, bổ sung hoặc thay thế, trừ trường hợp có thỏa thuận khác.

- Có trách nhiệm cùng với Bên A ghi nhận, thống nhất và theo dõi sản lượng điện tiêu thụ trong kỳ, sản lượng điện phát lên lưới, sản lượng điện phát dư và doanh thu phát điện của Bên B.

Điều 4. Những thỏa thuận khác

………………………………………………………………………………

Điều 5. Điều khoản thi hành

1. Ngoài nội dung tại các điều nêu trên, các nội dung khác trong Hợp đồng mua bán điện phục vụ mục đích sinh hoạt ký kết ngày..tháng..năm 20… giữa Công ty Điện lực ….. và ……………. không thay đổi.

2. Phụ lục Hợp đồng này có hiệu lực kể từ ngày … tháng … năm … và là phần không thể tách rời của Hợp đồng mua bán điện phục vụ mục đích sinh hoạt ký kết ngày.. tháng..năm 20… giữa Công ty Điện lực ….. và ……….

3. Trong thời gian thực hiện, một trong hai bên có yêu cầu chấm dứt Phụ lục hợp đồng, sửa đổi hoặc bổ sung nội dung đã ký trong Phụ lục Hợp đồng bổ sung này phải thông báo cho bên kia trước 15 ngày để cùng nhau giải quyết./.

Bên B (Ký và ghi rõ họ và tên)

Bên A (Ký và ghi rõ họ và tên và đóng dấu)

PHỤ LỤC A

YÊU CẦU VỀ CÔNG SUẤT LẮP ĐẶT TIÊU CHUẨN KỸ THUẬT CÔNG TƠ ĐO ĐẾM VÀ MUA BÁN ĐIỆN MẶT TRỜI LẮP TRÊN MÁI NHÀ
(Kèm theo Hợp đồng mua bán điện phục vụ mục đích sinh hoạt, hành chính sự nghiệp, sản xuất, kinh doanh áp dụng công tơ 1 giá)

1. Tổng công suất lắp đặt ……….. MW

Trường hợp thay đổi tổng công suất lắp đặt nhỏ hơn 01 MW, Chủ đầu tư dự án điện mặt trời mái nhà ký lại phụ lục A hợp đồng này với Công ty điện lực.

Trường hợp thay đổi tổng công suất lắp đặt bằng hoặc lớn hơn 01 MW, Chủ đầu tư dự án điện mặt trời mái nhà thực hiện thủ tục thay đổi quy mô công suất theo quy định tại khoản 2 Điều 11 của Thông tư đồng thời ký lại phụ lục A hợp đồng này với Công ty điện lực.

2. Yêu cầu về tiêu chuẩn kỹ thuật công tơ đo đếm

PHỤ LỤC B

BẢNG XÁC NHẬN SẢN LƯỢNG ĐIỆN GIAO, NHẬN TRÊN CÔNG TƠ ĐO ĐẾM MUA BÁN ĐIỆN MẶT TRỜI LẮP TRÊN MÁI NHÀ

Đơn vị: kWh

TT	Sản lượng điện phát dư của Bên B trong kỳ trước (t-1) (DSLk,t-1)	Sản lượng điện Bên B tiêu thụ trong kỳ t (SL­TTk,t)	Sản lượng điện Bên B phát lên lưới trong kỳ t (SL­­MTk,t­)	Sản lượng điện phát dư của Bên B trong kỳ t (DSLk,t)
(1)	(2)	(3)	(4)	(5)=(4)+(2)-(3); (5) > 0
Kỳ 1
…
…
Kỳ n
Quyết toán năm

Bên B (Ký và ghi rõ họ và tên)

Bên A (Ký và ghi rõ họ và tên và đóng dấu)

PHỤ LỤC 3.2

MUA BÁN ĐIỆN MẶT TRỜI LẮP TRÊN MÁI NHÀ
(Kèm theo Hợp đồng mua bán điện số… ký ngày… tháng… năm 20… giữa Công ty Điện lực… và…. phục vụ mục đích sản xuất hoặc kinh doanh dịch vụ áp dụng giá điện theo thời gian sử dụng điện trong ngày sử dụng công tơ 3 giá)

Căn cứ Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg ngày 11 tháng 4 năm 2017 của Thủ tướng Chính phủ về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam;

Căn cứ nhu cầu mua, bán điện của hai bên,

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

Chúng tôi gồm:

Bên A (Công ty điện lực):_____________________________________

Địa chỉ: ____________________________________________________

Số CMND/hộ chiếu …………….cấp ngày…………..tại………; Emai:...

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 B (Chủ đầu tư dự án điện mặt trời trên mái nhà):_____________

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 Phụ lục Hợp đồng mua bán điện để mua, bán điện mặt trời trên mái nhà theo cơ chế bù trừ điện năng (net-metering) sử dụng hệ thống công tơ đo đếm điện năng hai chiều với các nội dung sau:

Điều 1. Cơ chế bù trừ điện năng

1. Sản lượng điện tính toán trong chu kỳ ghi chỉ số công tơ thứ t:

a) Trường hợp trong chu kỳ ghi chỉ số công tơ, lượng điện phát ra từ dự án điện mặt trời lắp trên mái nhà của Bên B cộng với lượng điện phát dư chu kỳ trước (thứ t-1) nhỏ hơn lượng điện tiêu thụ trong kỳ t của bên B thì sản lượng điện để thanh toán tiền điện của Bên B được xác định theo công thức sau:

DSL_k,t = SL_­TTk,t - SL­­_{MTk,t ­}- DSL_k,t-1

Trong đó:

SL_­TTk,t: Sản lượng điện tiêu thụ loại giờ k trong kỳ t của Bên B (kWh);

SL­­_MTk,t­­: Sản lượng điện Bên B phát lên lưới loại giờ k trong kỳ t (kWh);

DSL_k,t-1: Sản lượng điện phát dư loại giờ k trong kỳ t-1;

t: chu kỳ ghi chỉ số công tơ;

k: Loại giờ bình thường, cao điểm, thấp điểm.

b) Trường hợp trong chu kỳ ghi chỉ số công tơ, sản lượng điện phát ra từ dự án điện mặt trời lắp trên mái nhà của Bên B cộng với lượng điện phát dư chu kỳ trước (thứ t-1) tính theo giờ bình thường, cao điểm, thấp điểm lớn hơn lượng điện tiêu thụ giờ bình thường, cao điểm, thấp điểm trong kỳ t của bên B thì sản lượng điện phát dư giờ bình thường, cao điểm, thấp điểm trong chu kỳ ghi chỉ số công tơ thứ t được xác định như sau:

DSL_k,t = SL­­_MTk,t­+ DSL_k,t-1 - SL_­TTk,t

Trường hợp trong kỳ ghi chỉ số công tơ lượng điện phát ra từ dự án điện mặt trời lắp trên mái nhà trong giờ cao điểm lớn hơn sản lượng điện tiêu thụ giờ cao điểm của Bên B thì lượng điện dư được bù trừ hết trong giờ bình thường. Trường hợp lượng điện phát ra từ dự án điện mặt trời lắp trên mái nhà giờ bình thường và lượng điện dư chưa bù trừ hết trong giờ cao điểm lớn hơn sản lượng điện tiêu thụ giờ bình thường của bên B thì lượng điện dư được bù trừ trong giờ thấp điểm. Trường hợp lượng điện phát ra từ dự án điện mặt trời lắp trên mái nhà giờ thấp điểm và lượng điện dư chưa bù trừ hết trong giờ bình thường lớn hơn sản lượng điện tiêu thụ giờ thấp điểm của bên B thì lượng điện dư được bù trừ trong giờ bình thường của kỳ sau.

2. Tiền điện thanh toán (chưa bao gồm thuế Giá trị gia tăng) /trong chu kỳ ghi chỉ số công tơ t được tính bằng sản lượng điện tính toán để thanh toán trong chu kỳ đó theo quy định tại khoản 1 với giá bán điện tương ứng xác định theo công thức sau:

/

Trong đó:

/: Giá bán lẻ điện giờ bình thường, cao điểm, thấp điểm theo từng mục đích sử dụng điện do cơ quan nhà nước có thẩm quyền quy định (đồng/kWh);

3. Định kỳ khi kết thúc chu kỳ ghi chỉ số công tơ, hai bên ghi nhận và thống nhất sản lượng điện tiêu thụ trong kỳ, sản lượng điện phát lên lưới trong kỳ và sản lượng điện phát dư của Bên B trong kỳ theo bảng sau:

TT	Sản lượng điện phát dư của Bên B trong kỳ trước (t-1) (DSLk,t-1)	Sản lượng điện Bên B tiêu thụ trong kỳ t (SL­TTk,t)	Sản lượng điện Bên B phát lên lưới trong kỳ t (SL­­MTk,t­)	Sản lượng điện phát dư của Bên B trong kỳ t (DSLk,t)
(1)	(2)	(3)	(4)	(5)=(4)+(2)-(3); (5) > 0
1
2
3

4. Khi kết thúc kỳ ghi chỉ số công tơ cuối cùng của năm hoặc kết thúc hợp đồng mua bán điện, lượng điện phát dư sẽ được thanh toán theo giá quy định tại khoản 1 Điều 12 Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg .

Điều 2. Quyền và nghĩa vụ của Bên A

- Có trách nhiệm lắp đặt công tơ đo đếm 3 giá có 2 chiều (giao và nhận) để tính toán lượng điện tiêu thụ và lượng điện phát lên lưới của Bên B (trừ trường hợp có thỏa thuận khác).

- Có trách nhiệm cùng với Bên B ghi nhận, thống nhất và theo dõi sản lượng điện tiêu thụ trong kỳ, sản lượng điện phát lên lưới, sản lượng điện phát dư và doanh thu phát điện của Bên B theo từng khối giờ bình thường, cao điểm, thấp điểm.

- Khi kết thúc kỳ ghi chỉ số công tơ cuối cùng của năm hoặc kết thúc hợp đồng mua bán điện, Bên A có trách nhiệm tính toán lượng điện phát dư và thanh toán cho Bên B theo mức giá được quy định tại khoản 1 Điều 12 Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg .

Điều 3. Quyền và nghĩa vụ của Bên B

- Đảm bảo các quy chuẩn kỹ thuật về điện mặt trời; đảm bảo chất lượng điện năng theo quy định tại Khoản 1 Điều 15 Nghị định số 137/2013/NĐ-CP ; Điều 40, 41 Thông tư số 39/2015/TT-BCT hoặc văn bản sửa đổi, bổ sung hoặc thay thế, trừ trường hợp có thỏa thuận khác.

- Có trách nhiệm cùng với Bên A ghi nhận, thống nhất và theo dõi sản lượng điện tiêu thụ trong kỳ, sản lượng điện phát lên lưới, sản lượng điện phát dư và doanh thu phát điện của Bên B theo từng khối giờ bình thường, cao điểm, thấp điểm.

Điều 4. Những thỏa thuận khác

………………………………………………………………………………

Điều 5. Điều khoản thi hành

1. Ngoài nội dung tại các điều nêu trên, các nội dung khác trong Hợp đồng mua bán điện phục vụ mục đích ……… ký kết ngày..tháng..năm 20… giữa Công ty Điện lực ….. và ……………. không thay đổi.

2. Phụ lục Hợp đồng này có hiệu lực kể từ ngày … tháng … năm … và là phần không thể tách rời của Hợp đồng mua bán điện phục vụ mục đích ……… ký kết ngày.. tháng..năm 20… giữa Công ty Điện lực ….. và ……….

3. Trong thời gian thực hiện, một trong hai bên có yêu cầu chấm dứt Phụ lục hợp đồng, sửa đổi hoặc bổ sung nội dung đã ký trong Phụ lục Hợp đồng bổ sung này phải thông báo cho bên kia trước 15 ngày để cùng nhau giải quyết./.

Bên B (Ký và ghi rõ họ và tên)

Bên A (Ký và ghi rõ họ và tên và đóng dấu)

PHỤ LỤC A

YÊU CẦU VỀ CÔNG SUẤT LẮP ĐẶT TIÊU CHUẨN KỸ THUẬT CÔNG TƠ ĐO ĐẾM VÀ MUA BÁN ĐIỆN MẶT TRỜI LẮP TRÊN MÁI NHÀ

1. Tổng công suất lắp đặt ……….. MW

Trường hợp thay đổi tổng công suất lắp đặt nhỏ hơn 01 MW, Chủ đầu tư dự án điện mặt trời mái nhà ký lại phụ lục A hợp đồng này với Công ty điện lực.

Trường hợp thay đổi tổng công suất lắp đặt bằng hoặc lớn hơn 01 MW, Chủ đầu tư dự án điện mặt trời mái nhà thực hiện thủ tục thay đổi quy mô công suất theo quy định tại khoản 2 Điều 11 của Thông tư đồng thời ký lại phụ lục A hợp đồng này với Công ty điện lực.

2. Yêu cầu về tiêu chuẩn kỹ thuật công tơ đo đếm

PHỤ LỤC B

BẢNG XÁC NHẬN SẢN LƯỢNG ĐIỆN GIAO, NHẬN TRÊN CÔNG TƠ ĐO ĐẾM MUA BÁN ĐIỆN MẶT TRỜI LẮP TRÊN MÁI NHÀ

Đơn vị: kWh

TT		Sản lượng điện phát dư của Bên B trong kỳ trước (t-1) (DSLk,t-1)	Sản lượng điện Bên B tiêu thụ trong kỳ t (SL­TTk,t)	Sản lượng điện Bên B phát lên lưới trong kỳ t (SL­­MTk,t­)	Sản lượng điện phát dư của Bên B trong kỳ t (DSLk,t)
(1)		(2)	(3)	(4)	(5)=(4)+(2)-(3); (5) > 0
Kỳ 1	Cao điểm
	Bình thường
	Thấp điểm
…
…
Kỳ …	Cao điểm
	Bình thường
	Thấp điểm
Quyết toán năm	Cao điểm
	Bình thường
	Thấp điểm

Bên B (Ký và ghi rõ họ và tên)

Bên A (Ký và ghi rõ họ và tên và đóng dấu)

Tiếng Anh (English)

MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE -------	SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence - Freedom - Happiness   ---------------
No. 16/2017/TT-BCT	Hanoi, September 12, 2017

CIRCULAR

ON PROJECT DEVELOPMENT AND MODEL POWER PURCHASE AGREEMENTS APPLIED TO SOLAR POWER PROJECTS

Pursuant to the Law on Electricity No. 28/2004/QH11 dated December 03, 2004; Law on Amendments to certain articles of the Law on Electricity dated November 20, 2012;

Pursuant to the Government’s Decree No. 98/2017/ND-CP dated August 18, 2017 on functions, tasks, power and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade;

Pursuant to the Decision No. 11/2017/QD-TTg dated April 11, 2017 by the Prime Minister on mechanism for encouragement of solar power project development in Vietnam;

At the proposal of the Director of the General Directorate of Energy,

The Minister of Industry and Trade promulgates a Circular on project development and model Power Purchase Agreements applied to solar power projects.

Chapter I

...

...

...

Article 1. Scope

This Circular deals with development of grid-connected photovoltaic (PV) power projects and the model Power Purchase Agreement (PPA) thereof, rooftop PV power projects and the PPA thereof.

Article 2. Regulated entities

This Circular applies to organizations and individuals involving in the development of solar power projects in Vietnam and other relevant organizations and individuals.

Article 3. Definitions

1. “the buyer” is EVN or any of its authorized affiliate that is looking for purchasing electricity.

2.  “the seller” is an entity having a license for generating electricity from grid-connected PV power plants; or entity executing a rooftop PV power project and wishing to provide excess electricity for the buyer.

3. “commercial operation date” means the day on which part of or the entire grid-connected PV power plant is able to sell electricity to the buyer and satisfies the following requirements: (i) the power plant has test run part of or the entire grid-connected PV power plant and point connecting equipment; (ii) the grid-connected PV power plant has obtained the license for generating electricity; (iii) the seller and the buyer has reached an agreement on gauges to make the payment.

4. “Wp, KWp, MWp" are units of direct current power of a photovoltaic panel that is manufactured with regulated standards and published by its manufacturer.

...

...

...

6. “technical solar power potential" means the solar power potential that may be used for construction and execution of solar power projects based on technical conditions and state-of-the-art technology.

7. “economic solar power potential” means the solar power potential that may help to execute projects effectively and bring healthy profits to the investor.

Chapter II

SOLAR POWER PLANNING AND DEVELOPMENT

Article 4. National solar power development planning

The national solar power planning shall be made once and revised according to the national power planning. The national solar power development planning shall be prepared, approved and published according to provisions of Article 5 of the Decision No. 11/2017/QD-TTg dated April 11, 2017 by the Prime Minister on mechanism for encouragement of solar power project development in Vietnam (hereinafter referred to as “Decision No. 11/2017/QD-TTg”).

Article 5. Provincial solar power development planning

The solar power development planning of provinces/central-affiliated cities (hereinafter referred to as "provincial solar power development planning") shall be made for any province having enormous solar power potential and made once and revised according to the provincial power planning. The provincial solar power development planning is the project to determine the total theoretical, technical and economic solar power potential, allocate solar potential in the province, in each investment period by 2020, for the vision by 2030. It shall be made once and revised at the same time with the provincial power planning.

Article 6. Contents of provincial solar power development planning

...

...

...

Article 7. Procedures for developing and submitting the provincial solar power planning

1. Detailed scheme and selection of consulting services

a) Based on the planned budget for planning preparation, each provincial Department of Industry and Trade shall make a detailed project, estimate funding and submitted it to the provincial People’s Committee for approval;

b) The provincial Department of Industry and Trade shall assign qualified consulting organization(s) to prepare the planning on the basis of the scheme and cost estimate that have been approved and submit the planning to the provincial People’s Committee for approval.

2. Making and submission of provincial solar power development planning

a) The selected consulting organization shall make the planning scheme according to the approved scheme and deadline;

b) In the course of making the planning scheme, the consulting organization shall make intermediary reports to send enquiry forms to relevant authorities and complete the planning scheme;

c) The provincial Department of Industry and Trade shall send enquiry forms to relevant authorities, power companies and regional power corporations involving in the planning scheme to obtain their comments. Within fifteen (15) days from the day receiving enquiry forms, the receiving organizations shall send their responses to the provincial Department of Industry and Trade and the consulting organization;

d) The provincial Department of Industry and Trade shall report the planning scheme to the provincial People’s Committee for approval in order to report it to the Ministry of Industry and Trade;

...

...

...

- A written approval of the planning made by the provincial People’s Committee;

- Ten (10) physical copies of the planning scheme and one (1) CD/USB storing the report on planning scheme and attachments (Notes, appendices, data, figures, responses made by relevant authorities and other written references);

-  Ten (10) copies of the brief report on the planning scheme;

- Written comments made by relevant authorities;

- A written explanation and responses provided by relevant authorities.

Article 8. Assessment, approval and publishing of information about provincial solar power development planning

1. Assessment and approval of provincial solar power development planning

a) The General Directorate of Energy shall process the planning scheme and may hire inspection consulting or opponent consulting services if necessary.

b) Within five (5) working days from the day on which the valid application is received, the General Directorate of Energy shall send enquiry forms to receiving organizations on the planning scheme (if required);

...

...

...

d) Within ten (10) working days after receiving written responses sent by relevant authorities, the General Directorate of Energy shall complete the assessment report and submit it to the Minister of Industry and Trade;

dd) If there is any revision to the planning scheme, the General Directorate of Energy shall report such revision to the provincial People’s Committee within five (5) working days;

e) Within ten (15) working days from the day on which the complete planning scheme is received, the General Directorate of Energy shall complete the assessment report and submit it to the Minister of Industry and Trade for approval.

2. The provincial People’s Committee shall publish information about the provincial solar power development planning on its website.

3. Funding for assessment and publishing of information about provincial solar power development planning shall be provided in accordance with regulations of relevant law.

Article 9. Revision and inclusion of solar power projects to power development planning

1. If the solar power project has not included on the list of any of the approved planning such as provincial or national solar power development planning, provincial or national power development planning, the Minister of Industry and Trade shall consider approving addition to planning of the project with a capacity of 50 MW or under; or submit such addition to the Prime Minister for approval of the project with a capacity of over 50 MW.

2. Procedures for adding the solar power project to the provincial or national solar power development planning shall be carried out in line with procedures for addition of the project to the provincial or national power development planning.

3. Apart from provisions of additional documents on provincial or national power planning, the following details shall be added:

...

...

...

b) Project description: Location, scale and construction area of the work and its items of the project; local power planning and construction planning;

c) The importance of the project, advantages and disadvantages;

d) Preliminary measures including: Technical, technological and capacity plans; technical connection plan; equipment installation plan; execution progress and how to manage the project; general plan for compensation for relocation and plan for technical infrastructure construction support (if any);

dd) The total investment of the project; ability to provide capital, sources of capital and provide capital according to the progress; assessment and analysis of efficiency and social effects of the project;

e) General information about the investor: Documents on legal status, business registration certificate, key personnel, experience of project execution, financial and technological capacity together with the list of executed projects (including industrial projects and power projects) if any.

Article 10. Grid-connected PV power projects

1. The investor shall only invest in the solar power project included in any of the following approved planning: provincial or national solar power development planning; or provincial or national power development planning.

2. The content of the solar power project shall comply with regulations on investment management of construction works and include the following contents:

a) Influence of the plan for connecting solar power plan with the local power system;

...

...

...

3. The owner’s equity rate of grid-connected PV power projects shall be at least twenty percent (20 %) of the total investment.

4. The long-term area for use shall not exceed 1.2 ha/MWp.

Article 11. Rooftop PV power projects

1. Rooftop PV power projects having a capacity of under 1 (one) MW

The investor shall register the connecting terminal with a provincial power company and provide general information about expected capacity, specifications of solar panels and the power inverter. In order to ensure safety for the electricity grid system, the power inverter shall have the anti-grid function when the electricity grid has no power and meets the prescribed voltage and frequency standards.

2. In case of the rooftop PV power project having a capacity of 1 (one) MW or over, the investor shall follow procedures for inclusion of the solar power development planning in power development planning specified in Article 9 herein.

3. The provincial power company shall cooperate with the investor in installing two-way electric meters and record the monthly electricity consumed and generated. The cost of investing in two-way electric meters shall be covered by the provincial power company.

4. Rooftop PV power projects shall apply the model PPA provided in Appendix No. 3 attached hereto.

Article 12. Amendments to Clause 1 Article 41 of the Circular No. 39/2015/TT-BCT

...

...

...

a) Total installed capacity of the solar power systems connected to the low voltage level of the substation shall not exceed the installed capacity of such substation;

b) The solar power system having a capacity of less than 3 KWp shall be connected to the single-phase or three-phase low voltage electricity grid;

c) The solar power system having a capacity of 3 KWp or over shall be connected to the three-phase low voltage electricity grid.”

Article 13. Required licenses for generating electricity

A grid-connected PV power project or rooftop PV power project having a capacity of 1 (one) MW or over must obtain the license for generating electricity and comply with the Circular No. 12/2017/TT-BCT dated July 31, 2017 by the Ministry of Industry and Trade.

Article 14. Required construction work and environmental safety

1. The investment in solar power projects shall comply with regulations on construction work and environmental safety.

2. The seller shall demolish and return the ground or clear the solar power plant after the solar power project ends according to regulations on construction work and environmental safety.

Chapter III

...

...

...

Article 15. Electricity pricing of grid-connect PV power projects

1. The buyer shall purchase all electricity generated from the grid-connected PV power project at the selling price at the delivery point (VAT exclusive) according to provisions of Clause 1 Article 12 of the Decision No. 11.

2. The selling price mentioned in Clause 1 shall only apply to the grid-connected PV power plant whose commercial operation date starts before June 30, 2019 and shall apply for 20 years from the commercial operation date.

3. Solar power projects that already apply the electricity selling prices specified in Clause 1 this Article shall not receive subsidies for electricity generated by the projects according to other regulations.

4. The payments for electricity generated by the solar power projects specified in Clause 1 this Article shall be included in the input parameter of the annual electricity pricing plan of the EVN.

Article 16. Electricity pricing of rooftop PV power projects

1. Rooftop PV power projects shall apply the net-metering mechanism using the two-way electric meter system. In a billing cycle, if the amount of electricity generated from rooftop PV power projects is greater than the amount consumed, the excess amount shall be transferred to the next billing cycle. At the end of year or the termination of the PPA, the excess amount of generated electricity shall be sold to the buyer at the selling price specified in Clause 2 this Article.

2. The selling price of electricity at the place of electricity delivery (VAT exclusive) shall be VND 2,086/kWh (equivalent to U.S. cent 9.35/kWh, according to the central exchange rate of VND over USD quoted by the State Bank of Vietnam on April 10, 2017, which is VND 22,316/USD).

3. The electricity price of the following year shall be adjusted according to the central exchange rate of VND over USD quoted by the State Bank of Vietnam on the last working day of the previous year.

...

...

...

5. Rooftop PV power projects that already apply the electricity selling prices specified in this Article shall not receive subsidies for electricity generated by the projects according to other regulations.

6. The payments for electricity generated by the rooftop PV power projects specified in this Article shall be included in the input parameter of the annual electricity pricing plan of the EVN.

7. Taxes and charges on rooftop PV power projects according to the net-metering mechanism shall be imposed applying guidelines of the Ministry of Finance.

Chapter IV

MODEL PPAS APPLIED TO SOLAR POWER PROJECTS

Article 17. Model PPAs applied to solar power projects

The seller and the buyer shall use the model PPA applied to the grid-connected PV power project or the rooftop PV power project when selling and purchasing electricity.

Article 18. Contents of model PPAs applied to solar power projects

1. The model PPA applied to the grid-connected PV power project is provided in Appendix No. 2 attached hereto.

...

...

...

3. The seller and the buyer shall be entitled to add details to the model PPA to clarify rights and duties of both parties provided that the basic contents of the model PPAs attached hereto remain unchanged.

Chapter V

IMPLEMENTATION

Article 19. Duties of state authorities

1. Duties of the General Directorate of Energy

a) Assist the buyer and the seller in settling issues related to the model PPA at the request of either each party or both parties;

b) Disseminate, instruct and inspect the implementation of this Circular.

2. Provincial People's Committees shall monitor and supervise investment in local solar power projects according to provincial and national solar power development planning that has been approved and suitable for provisions stated herein.

Article 20. Duties of relevant organizations and individuals

...

...

...

a) Include all payments for electricity generated by solar power projects and include input parameters in the plan for annual electricity pricing plan of the EVN and submit it to a competent authority for approval;

b) Issue procedures for registration and reception of applications for installation of rooftop PV power; procedures for commissioning and conclusion of the model PPA;

c) Negotiate, conclude and execute the agreement with the seller in accordance with the model PPA specified in Article 18 and the electricity selling price applied to solar power projects stipulated in Articles 15 and 16 herein;

d) Comply with regulations on the balance of power systems, power transmission and distribution systems promulgated by the Ministry of Industry and Trade.

2. Duties of the seller

a) Negotiate, conclude and execute the agreement with the buyer according to the model PPA specified in Article 18 and the electricity selling price applied to solar power projects prescribed in Articles 15 and 16 herein;

b) Install an electricity meter used for electricity bill payment;

c) Comply with regulations on the balance of power systems, power transmission and distribution systems promulgated by the Ministry of Industry and Trade.

Article 21. Transitional clause

...

...

...

2. The solar power project having a commercial operation date from June 01, 2017 to the effective date of this Circular shall be executed according to the specimen PPA from the day on which the project is put into commercial operation.

Article 22. Effect

1. This Circular comes into force from October 26, 2017.

2. Any issues arising in the course of implementation shall be reported to the Minister of Industry and Trade by the General Directorate of Energy and relevant authorities.

MINISTER




Tran Tuan Anh

...

...

...

MODEL PPA APPLIED TO GRID-CONNECTED PV POWER PROJECTS
(Attached to the Circular No. 16/2017/TT-BCT dated September 12, 2017 by the Minister of Industry and Trade)

CONTENTS

Article 1. Definitions

Article 2. Electricity delivery and sale

Article 3. Connection, metering and operation of the power plant

Article 4. Billing and payment

Article 5. Cooperation in taking actions against force majeure events

Article 6. Term of the Agreement

Article 7. Breach of Agreement, indemnification and termination of the Agreement

...

...

...

Article 9. Trust, transfer and restructuring

Article 10. Other agreements

Article 11. Commitments to performance

Appendix A: Agreement on connecting terminal system

Appendix B: Specifications of the power plant

Appendix C: Requirements prior to the commercial operation date

Appendix D: Other agreements

MODEL POWER PURCHASE AGREEMENT

...

...

...

FOR

(Name of the project) SOLAR POWER PROJECT

BETWEEN

[NAME OF THE SELLER]

as "the Seller"

and

 [NAME OF THE BUYER]

as "the Buyer"

...

...

...

CONTENTS

Article 1. Definitions

Article 2. Electricity delivery, sale and operation

Article 3. Connection, metering and operation of the power plant

Article 4. Billing and payment

Article 5. Force majeure events

Article 6. Term of the Agreement

Article 7. Breach of Agreement, indemnification and termination of the Agreement

Article 8. Dispute settlement

...

...

...

Article 10. Other agreements 

Article 11. Commitments to performance

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

POWER PURCHASE AGREEMENT

Pursuant to the Law on Electricity dated December 03, 2004; Law on Amendments to certain articles of the Law on Electricity dated November 20, 2012;

Pursuant to the Commercial Law dated June 14, 2005;

Pursuant to the Decision No. 11/2017/QD-TTg dated April 11, 2017 by the Prime Minister on mechanism for encouragement of solar power project development in Vietnam;

...

...

...

Pursuant to demands for electricity purchase and sale of both parties,

Today, on (month, day, year) ......................................., at ..............................

We are:

The Seller: _________________________________________________

Address: __________________________________________________

Telephone: ____________________Fax: _______________________

Tax identification No.: _______________________________________________

Account No.: ___________________ opened at Bank ___________________

Represented by: _________________________________________________

...

...

...

(hereinafter referred to as “the Seller”); and

The Buyer: _________________________________________________

Address: __________________________________________________

Telephone: ____________________Fax: _______________________

Tax identification No.: _______________________________________________

Account No.: ___________________ opened at Bank ___________________

Represented by: _________________________________________________

Position: ___________________________ (Authorized by ____________________________________________ under the Power of Attorney No. _______________________ dated ________________)(hereinafter referred to as “the Buyer”).

Both Parties agree to conclude the Power Purchase Agreement to sell and purchase electricity from the [name of the project] solar power plant having the total installed capacity of [capacity of the project] built and operated by the Seller at [location of the project] with the following terms and conditions:

...

...

...

For the purposes of this Agreement, the terms below shall be construed as follows:

1. “Party or both Parties" are the Seller or the Buyer or both Parties or the unit receiving the rights and obligations of one Party or Parties in this Agreement.

2. “connecting terminal” is the location where the line of the electricity Seller is connected to the power system of the electricity Buyer as agreed in Appendix A of this Agreement.

3. “delivery point” is the point where the metering equipment of sold power of the electricity Seller.

4. “sold and purchased power” is the power generated from the power plant under the possibly greatest generation capacity of the plant minus the power amount for self-use and the loss of power plant at the delivery point calculated by kWh and sold under agreement of the Seller and delivered to the Buyer in accordance with the provisions in Appendix B of this Agreement.

5. "Agreement" is comprised of this document and the accompanying Appendices.

6. “Average inter-bank trading interest rate” is the average inter-bank trading interest rate of 01-month term quoted by the State Bank of Vietnam at the time of payment.

7. “agreementual year” is the year calculated by solar year of 12 (twelve) months beginning from the first day of January and ending on the last day of December of such year, except in case for the first Agreementual year beginning from the date of commercial operation and  ending on the last date of December of such year. The last Agreementual year ends on the last date of Agreement duration.

8. “payment due date" is the time limit of 15 (fifteen) days from the date the Buyer receives the Seller’s voucher of electricity bill payment.

...

...

...

10. “power plant” consists of all generating equipment, protective equipment, connecting equipment other relevant auxiliary equipment; land used for electricity works and ancillary works for power production under this Agreement of the Seller.

11. “technical regulations and standards of electricity sector” are regulations, standards and practices applied in electricity sector issued by the competent organizations of Vietnam or regulations and standards issued by the international organizations or the countries in the region consistent with regulations of law, proposals of equipment manufacturers taking into account the conditions of materials, resources, fuel and engineering acceptable for the electricity sector of Vietnam at the certain time.

12. “regulations on national power system operation” are the Circulars and Procedure providing for the standards of power system operation, conditions and procedures for connection to power grid, dispatch of operation of power system, power metering in the power distribution and transmission system.

13. “case of emergency” means a sudden event or situation that can disrupt the power supply services to the Buyer’s customers, including the cases of causing major failure in the national power system which can threaten lives and assets or affect the technical capacity of power plant.

Article 2. Electricity delivery, sale and operation

1. Electricity delivery

a) From the commercial operation date, the Seller agrees to deliver and sell power to the Buyer and the Buyer agrees to buy the Seller’s power in accordance with the provisions of this Agreement.

b) The Buyer shall purchase all electricity generated on the Buyer’s grid at the buying price specified in Clause 2 of this Article.

c) The Seller shall enjoy the benefits related to the environment in accordance with regulations of law and international agreements.

...

...

...

a) The Buyer shall purchase all electricity generated from the grid-connected PV power project with the selling price on the date of electricity delivery (excluding VAT) according to provisions of Clause 1 Article 12 of the Decision No. 11.

b) The selling price mentioned in Section a) shall only apply to the grid-connected PV power plant whose commercial operation date starts before June 30, 2019 and shall apply for 20 years from the commercial operation date.

c) Solar power projects that already apply the electricity selling prices specified in Section a) shall not receive subsidies for electricity generated by the projects according to other regulations.

3. Electricity sale

The Seller agrees to operate the power plant with the available capacity of the equipment and in line with the technical regulations and standards of electricity sector. The Seller shall not have to take legal responsibility for the Buyer’s direct damages because the Seller does not sufficiently supply the sold and purchased power in case of no fault of the Seller. Where there is no written consent of the Buyer but the Seller has reduced the sold and purchased power for the purpose of selling electricity to the third party or for other purposes without production of sold and purchased power, the Seller shall not be exempted from legal responsibility.

4. Operation plan

a) Before or on the date of performance of this Agreement, the Seller shall provide the Buyer with the chart of annual power generation capacity on the busbar of the plant by each month in line with the basic design of the power plant and provide the charts of generation capacity based on the biomass data of the previous years;

b) Before November 30 every year. The Seller shall provide the Buyer with the annual power production plan, including:

- Operation plan of months in a year (electricity and its available capacity);

...

...

...

c) The Seller shall provide information on maintenance and repair plan and generating unit mobilization plan for the unit dispatching the power system (at dispatching level having the authority to control) in accordance with regulation of law on operation of national power system.

5. Downtime

The Seller shall notify the Buyer of the estimated downtime schedule and downtime for scheduled or unscheduled repair according to regulations on the national power system operation.

6. Electricity grid operation

a) The Buyer and the Seller shall operate and maintain the power grid and the equipment connected to the power plant within the scope of asset management in accordance with the Regulation on distribution power grid and transmission power grid under the connection voltage level of the plant, the regulations and standards of electricity sector and Regulation on operation of power system to ensure the sale and purchase of power under the Agreement.

b) The Buyer shall discuss and reach an agreement with the Seller on balance of load and voltage stability for the distribution power grid to ensure the maximum load capacity of distribution power grid and transmission power grid.

7. Disruption in electricity receipt and purchase 

The Buyer shall not have to fulfill its obligations or receive the power in the following cases:

a) The Seller’s power plant has been operated and maintained not in accordance with regulations on operation of national power system and regulations and standards of electricity sector;

...

...

...

c) The transmission or distribution power grid connected to the Buyer’s power grid with breakdown or the equipment of power grid directly connected to the Buyer’s transmission or distribution power grid with breakdown;

d) d) The Buyer’s power grid needs to be supported for restoration after the breakdown in accordance with regulations on operation of national power system and regulations and standards of electricity sector.

8. Disruption in electricity delivery and sale

The Seller can stop or reduce the power amount sold and delivered to the Buyer in case of installation of equipment, repair, replacement, assessment, inspection or repair of power plant that affect directly the power delivery to the Buyer.

Before stopping or reducing the amount of power delivered to the Buyer, the Seller shall give a notice the Buyer 10 (ten) days in advance. In this notice, there shall be the reason, estimated starting time and disrupting time of power delivery.

9. Cooperation

The Buyer shall minimize the time to reduce or stop the receipt of power in cases specified in Clause 7 of this Article. Except for emergency cases, when temporarily reducing or stopping the receipt of power, the Buyer shall give a notice the Seller 10 (ten) days in advance, stating the reasons and expected starting time and disruption time. In case of necessity, the Buyer shall transfer the dispatching orders on operation received from the power system dispatching system related to the plant operation to the Seller and the Seller shall follow such orders, except that they change the mobilization characteristics of the plant.

10. Capacity coefficient

The Seller agrees to operate the power plant in synchronization with the Buyer’s power grid to deliver power at the delivery point, at the voltage level and capacity coefficient from 0.85 (corresponding to the reactive power) to 0.90 (corresponding to the reactive power) as specified in Appendix A. The Seller’s power plant shall be operated with the defined capacity coefficient under the regulations on distribution power grid at the delivery point to the Buyer.

...

...

...

The Seller shall inform the Buyer in writing at least thirty (30) days before the first synchronization of generating units in the Seller’s power plants to the Buyer’s power grid. The Seller shall cooperate with the Buyer in the first synchronization and the subsequent synchronizations.

12. Standards

The Seller and the Buyer shall comply with regulations on electricity delivery and receipt under regulations on distribution grids and regulations on electricity metering and other legislative documents related to the electricity sector.

13. Change of the commercial operation date

From 06 (six) months to 12 (twelve) months before the commercial operation day specified in Appendix A, the Seller shall officially confirm the change of commercial operation day. The Parties shall cooperate with each other and the Buyer shall not make refusal if having plausible reasons.

Article 3. Connection, metering and operation of the power plant

1. Responsibility at the delivery point

The Seller shall invest and install the equipment for transmission and delivery of power to the Buyer at the delivery point. The Buyer shall coordinate with the Seller to carry out this installation.

2. Connection

...

...

...

b) The Buyer has the right to review the design and verify the completeness of protective equipment. The Buyer has the right to review the design and verify the completeness of protective equipment. The Buyer shall inform the Seller of the written assessment result within 30 (thirty) days) after receiving all technical documents related to the design. The Buyer shall inform in writing all design errors found. The Seller shall carry out all modifications and addition proposed by the Buyer in accordance with the regulations of law on operation of national power system and the technical regulations and standards of electricity sector.

3. Connection standards 

The equipment of the Seller and the Buyer shall be installed, operated and connected under the Regulation on distribution power grid.

4. Inspection of implementation of connection standards

When there is a prescribed prior notice, each party has the right to inspect the connecting equipment of the other party to ensure the compliance with regulations of law on operation of national power system. This inspection does not affect the activities of the inspected party. Where the inspected party’s equipment does not meet the operation and maintenance conditions, the inspecting party shall inform the inspected party of the points to be calibrated. The inspected party shall take the necessary remedial measures upon requirement for reasonable correction from the inspecting party.

5. Metering

a) The seller’s responsibilities:

- Install and maintain the main and backup metering equipment used to meter the power and make invoice;

- Provide the location to install the metering equipment if such location is in the power plant.

...

...

...

- In accordance with the regulations on metering and other relevant regulations;

- Being able to store and record the active and reactive power under two ways;

- Being able to transmit data to locations as required by the Buyer;

- Being sealed with lead and able to record and store large data.

6. Record of the meter reading

Each month (or according to the metering cycle agreed by both party), the Buyer and the Seller shall take the meter reading simultaneously.

After having informed, the Buyer goes into the power plant or the place installed with metering equipment to take the meter reading, check the meter and do other activities related to the fulfillment of obligations under this Agreement. The Buyer’s entering the plant shall ensure no effect on the Seller’s normal operation. Electricity employees or inspectors appointed by the Buyer shall comply with the safety regulations and rules of the plant upon entering the plant.

7. Inspection of metering equipment

a) The testing and inspection of metering equipment or confirmation of precision of metering equipment shall be done under the regulations on power metering by the competent or authorized organization. Inspection shall be carried out before using metering equipment for the first time to record electrical engineer for sale generated by the power plant. All metering equipment shall be sealed with lead and locked after inspection and the Buyer has the right to witness this process.

...

...

...

8. Transfer of electricity ownership

At the power delivery point, the electricity ownership shall be transferred from the Seller to the Buyer. At this point, the Buyer has the right to own, control and take responsibility for the amount of power received. The power is transmitted by the 3-phase alternating current 50Hz with the voltage level specified in Appendix A of this Agreement.

9. Operation of the power plant

The Seller shall operate the power plant in accordance with the Regulation on distribution power grid, the Regulation of electricity sector and other relevant regulations.

Article 4. Billing and payment

1. Billing

Each month (or according to the metering cycle agreed on by both party), the Buyer and the Seller shall read the meter simultaneously on the agreed date to define the amount of power delivered and received in a month. The Seller shall take the meter readings under the prescribed form with confirmation of the Buyer’s representative and send the result of meter reading in writing (or by fax with later official letter or the copy sent by mail) to the Buyer within 10 (ten) working days after taking the meter reading.

2. Payment

a) The Buyer shall make payment of electricity bill to the Seller no later than the due date of payment specified in Clause 9 Article 1 and according to the selling price mentioned in Clause 2 Article 2 of this Agreement.

...

...

...

c) Where the Buyer does not read the meter simultaneously as stipulated in Clause 1 of this Article, the Buyer still have fulfill its payment obligations to the Seller of the amount of power delivered.

d) The Seller shall make payments to the Buyer for the distribution electricity price stated in the Agreement (if any).

3. Estimation of amount of power sold

Where there is no necessary data to define the amount of power or the payment owed by the Buyer to the Seller, except for the cases specified in Clause 4 of this Article, the Seller shall estimate such data and modify the payment in line with the reality in the subsequent payment times.

4. Order of application and replacement of meter readings

To define the amount of power the Buyer has received and accepted in a payment period, the taking of meter readings, making of invoice and payment shall be based on the estimated data as follows:

a) The readings of main meter in the power plant in the payment period shall have the correct level in accordance with the provisions in Clause 8 Article 3 of this Agreement;

b) The readings of backup meter in the power plant when the backup meter is used to meter the amount of power delivered shall have the correct level in accordance with the provisions in Clause 8 Article 3 of this Agreement;

c) When all meters do not record the correct amount of electricity delivered and received, it is required to estimate the electricity delivered and received according to the monthly medium data (if any) of the power plant in the same payment period of the year preceding the Agreementual year and shall reasonably adjusted for the stage of making of invoice according to the data available affecting the power generation of power plant such as parameter of biomass, performance of generating unit, number of operational hours, operational time of generating unit and self-used amount of power (generally called “operational parameters”) during the time of breakdown of meter.

...

...

...

5. Invoice dispute

a) Where one party does not agree with the whole or avoidable cost tariff part of invoice about the electricity or the paid amount, such party has the right to give avoidable cost tariff written notice to the other party before the date of due payment. After receiving the notice but the Parties fail to reach an agreement, the duration for one or both parties to lodge their dispute is 01 (one) year after the Buyer receives the valid invoice.

b) Where the settlement of dispute is in accordance with the provisions in Clauses 1 and 2 Article 8 of this Agreement and the Seller win in a dispute, the Buyer shall make payment of amount in dispute plus the interest calculated at the base interest rate with monthly compound interest from the date of due payment to the date of payment of amount in dispute. If the Buyer is right, the Seller shall return the amount in dispute received plus the interest calculated at the base rate, monthly compound interest from the date of receiving the payment to the date of payment of amount in dispute. All payments in this item shall be made within 15 (fifteen) days from the date of final decision on Dispute resolution in accordance with the provisions of Article 8 of this Agreement.

Article 5. Force majeure events

1. Force majeure events

Force majeure events are unexpected irreparable circumstances regardless of remedial measures and ability taken, including:

a) Natural disaster, fire, explosion, flood, tsunami, epidemic or earthquake;

b) Riot, rebel, war, protest, sabotage, embargo, siege, blockade, any act of war or community hostility whether the war has been declared or not.

2. Actions against force majeure events 

...

...

...

a) Quickly send the written notice to the other party of the force majeure event stating the reasons and presenting evidence demonstrating the force majeure event and giving out the estimated time and the impact of force majeure event on the ability to fulfill its obligations;

b) Make the best efforts to fulfill obligations under the Agreement;

c) Quickly take necessary acts to take actions against the force majeure event and provide evidence to demonstrate the reasonable effort to take remedial measures for the force majeure event;

d) Take necessary measures to minimize harm to the parties in the Agreement;

dd) Quickly give notice to all parties of termination of force majeure event.

3. Consequence of force majeure events

Where after taking all measures specified in Clause 2 of this Article but failing to fulfill one part or the whole of its obligations under this Agreement due to the force majeure event, the breaching party shall be exempted from the responsibility related to the failure to fulfill its obligations under the Agreement due to the force majeure event.

4. Duration of force majeure events

If due to the force majeure event and either party fails to fulfill its obligations under its obligations under this Agreement within 01 (one) year, the other party has the right to unilaterally terminate the Agreement after 60 (sixty) days from the date of giving the written notice, except that such obligations are fulfilled within 60 days mentioned above.

...

...

...

This Agreement shall comes into force from the day on which authorized representatives of Parties officially conclude and terminate after 20 (twenty) years from the commercial operation date, unless it is granted extension or terminated before the Agreement term as mentioned in provisions of the Agreement. After the termination of the Agreement, the contents of this Agreement continues to be valid for a period of time necessary for the parties that are obliged to continue to make the invoice for the last time; modify invoice, make payment and complete their rights and obligations under this Agreement.

Article 7. Breach of agreement, indemnification and termination of the Agreement

1. The Seller’s acts of breach of Agreement

a) The Seller fails to implement the date of commercial operation as specified in Appendix A within 03 (three) months, except for the force majeure event;

b) The Seller fails to implement or follow the contents of Agreement within 60 (sixty) days after receiving the Buyer’s written notice.

Where the Seller or the Seller’s lending Party has tried to take remedial measures for its acts of breach within 60 (sixty) days mentioned above but such measures are not able to be completed within such duration, the Seller or the Seller’s lending Party may extend the duration of remedial measures to a maximum of 01 (one) year from the date of written notice of the Seller’s acts of breach. The Seller shall continue to complete its remedial measures for breach in the shortest possible time, except for the cases specified in Article 5 of this Agreement;

c) The Seller denies the validity of a part or the entire Agreement;

d) The Seller breaches the Seller’s commitments under Article 11 of this Agreement.

2. The Buyer’s acts of breach of Agreement

...

...

...

Where the Buyer or the Buyer’s lending Party has tried to take remedial measures for its acts of breach within 60 (sixty) days mentioned above but such measures are not able to be completed within such duration, the Buyer or the Buyer’s lending Party may extend the duration of remedial measures to a maximum of 01 (one) year from the date of written notice of the Buyer’s acts of breach. The Buyer shall continue to complete its remedial measures of breach in the shortest possible time, except for the cases specified in Article 5 of this Agreement;

b) The Buyer fails to make the non-dispute payment under the Agreement when due and such failure of payment continues to last over 90 (ninety) days without plausible reasons;

c) The Buyer denies the validity of part of or the entire Agreement;

d) The Buyer breaches the Buyer’s commitments under Article 10 of this Agreement.

3. Procedures for remedial measures and actions against Agreement breach

In case of breach of Agreement, the aggrieved party shall send a written notice to the violating party which shall cooperate in settle the breach of Agreement. 

4. Indemnification

a) The violating party shall indemnify for acts of breach of Agreement that caused damage to the aggrieved party. The indemnification value shall include the actual and direct value of loss which the aggrieved party shall suffer caused by the offending party and the direct benefits which the aggrieved party shall receive in case of no act of breach;

b) The aggrieved party shall demonstrate its loss and loss degree due to the acts of breach and the direct benefits which the aggrieved party should have received if there were not the acts of breach.

...

...

...

Where the breach of Agreement cannot be solved under Clause 4 of this Article, the aggrieved party may continue to require the violating party to take actions against such acts of breach or may suspend the Agreement performance by sending a notice to the violating party. After the aggrieved party chooses to suspend the Agreement performance according to the conditions of this Agreement, the parties shall not have to fulfill their Agreement obligations, except for cases specified in Clause 1 of this Article and the aggrieved party has the right to require the violating party to make indemnification.

Where the Seller is the aggrieved party and chooses to suspend the Agreement performance, the value of indemnification is calculated by the value of electricity actually generated of the Seller during a period of one year earlier by the time of suspension of Agreement performance.

Article 8. Dispute settlement

1. Dispute settled by negotiation

Where there is any dispute between the parties in this Agreement, the party lodging the dispute shall inform the other party in writing of the contents of dispute and requirements within the prescribed statute of limitations. The parties shall negotiate and settle their dispute within 60 (sixty) days after receiving the notice from the party lodging the dispute. The dispute related to payment of electricity bills shall be settled within 15 (fifteen) days after receiving the notice from the party lodging the dispute.

In case of failure to reach an agreement as defined above, the parties have the right to send a written request to the General Directorate of Energy for assistance to resolve the problems.

This mechanism of dispute resolution is not applicable to the disputes which are not generated directly from this Agreement between a party in the Agreement and a third party.

2. Dispute settled according to regulations of law

Where the disputes cannot be resolved through negotiation or mediation in accordance with the provisions in Clause 1 of this Article or one of the parties fail to comply with the result of negotiation or mediation, one or the parties may require the resolution of dispute in accordance with the provisions in Circular No. 40/2010/TT-BCT dated December 13, 2010 of the Minister of Industry and Trade defining the order and procedures for dispute settlement in the electricity market or another dispute resolution body selected by both parties for their dispute resolution in accordance with the relevant regulations of law.

...

...

...

1. Trust and transfer

Where this Agreement is entrusted or transferred for performance, regulations on rights and obligations stated in this Agreement shall continue to be valid to the legal representative or authorized representative of the parties.

Where the Seller transfers or entrusts the Agreement performance, it shall obtain the Buyer’s written approval. If the entrusted part of the Seller has the value equivalent to the value of equipment which can be operated, it is the valid trust under this Agreement.

The entrusting or transferring party shall inform in writing immediately the other party of the trust or transfer.

2. Restructuring

Where the restructuring of electricity sector affects the Seller or the Buyer’s rights and obligations in this Agreement, the performance of Agreement shall be transferred to the receiving units. The Buyer shall certify and ensure in writing concerning the units’ receiving the fulfillment of obligations of power purchase or distribution and other interests and obligations under this Agreement.

3. Chosen participation in electricity market

The Seller has the right to choose to participate in the electricity market in accordance with the regulations on competitive electricity market. In this case, the Seller shall inform in writing 120 (one hundred and twenty) days in advance to the Buyer, the Electricity Regulatory Authority and unilaterally terminates the Agreement after completing the prescribed notification obligations.

Article 10. Other agreements

...

...

...

Revision and inclusion of this Agreement shall be made in writing agreed on by both Parties according to the Circular No. ..../2017/TT-BCT dated ……………….., 2017 by the Minister of Industry and Trade on the project development and the model PPAs applying to solar power projects.

2. Cooperation responsibility

The Seller is obliged to implement the legal procedures related to the power plant. The Buyer shall cooperate with the Seller to have the necessary permit, approval and permission from the competent state authorities related to the location of the plant, fuel and control of natural resources, investment, transmission or electricity sale, possession and operation of power plant, including the additional documents or archived documents and perform other necessary and reasonable activities to implement the agreements of the Parties.

3. Applicable law

Interpretation and performance of this Agreement shall comply with regulations of Vietnam law.

4. Waiver of rights

Failure to exercise the Parties’ rights under this Agreement at any time shall not affect the exercise of rights under the Agreement later. The parties have agreed that the statement of failure to exercise the rights of one party for any commitment or condition under the Agreement or any breach of Agreement shall not be deemed that such party waives the similar rights later.

5. Independence of contents of the Agreement

Where there is any content in this Agreement said to be inconsistent with the regulations of law or invalid as judged by the Court, the other contents of Agreement remain valid, if the remaining parts reflect all contents without need of invalidated part. 

...

...

...

All notices, invoices or other necessary information discussions during the performance of Agreement shall specify the date of preparation and relation to the Agreement and shall be made in writing and sent by fax or postal services. If sent by fax, the original shall be sent later by the postal services with prepaid postage. The notices, invoices or other information discussions shall be sent to the following addresses:

a) The Seller: General Director, ________________, ________________

________________, ______________________, Vietnam;

b) The Buyer: _________________,

           ________________, ______________________, Vietnam;

c) In notices, the Parties may specify the address of another sender or recipient in the form specified in this Clause.

d) Each notice, invoice or information discussion sent by mail, delivered and transmitted by the above ways shall be deemed as delivered and received at the time it is delivered to the receiver’s address or at the time of refused receipt by the recipient at the above address.

7. Confidentiality

The Buyer agrees to keep the information of plant confidential specified in the Appendix of Agreement, except that such information has announced before by the Seller or the General Directorate of Energy.

...

...

...

This Agreement is the last complete agreement reached by contracting Parties and replaces negotiated contents, information and correspondence that are related to this Agreement before it is concluded.

9. Clearance and return of the ground

The seller shall demolish or return the ground or clear the solar power plant after the solar power project ends according to regulations on construction work and environmental safety.

Article 11. Commitments to performance

Both Parties shall commit to execute this Agreement as follows:

1. Each Party shall be legally established to run their business in Vietnam.

2. Conclusion and performance of this Agreement shall be carried out by both Parties under requirements and contents of the license for generating electricity granted by the competent authority and regulations of relevant law.

3. Either Party shall not have any legal or administrative act that obstructs or affects the other Party’s performance.

4. Conclusion and performance of this Agreement carried out by either Party shall not violate any provisions or part of a document of another agreement to which such Party is a party.

...

...

...

FOR THE SELLER
(Position)
(Signature and seal)
(Full name)

FOR THE BUYER
(Position)
(Signature and seal)
(Full name)

APPENDIX A

AGREEMENT ON THE CONNECTING TERMINAL SYSTEM
(Applied separately to each project based on specifications of the project, including single-line diagrams of connecting terminal equipment, lists of characteristics of metering systems, voltage and connecting terminal requirements)

APPENDIX B

SPECIFICATIONS OF THE POWER PLANT

...

...

...

1. Name of the power plant: .............................................................................................

2. Location: .............................................................................................

3. Rated capacity: .....................................................................................

4. Capacity sold to the Buyer: min ............... kW; max ..............................

5. Capacity used by the power plant: min ............... kW; max ..............................

6. Expected produced energy/year: .........................................................kW

7. Completion date of construction: .........................................................

8. Expected commercial operation date: .........................................................

9. Voltage generated on distribution grids: .....................................................................V

...

...

...

11. Location to install metering equipment: ...........................................................................

Part B. Operating parameters of specific technologies

1. Type of panel: ...................................................................................................

2. Electricity generating technology: .....................................................................................

3. Operating design characteristics: ............................................................................

APPENDIX C

REQUIREMENTS PRIOR TO THE COMMERCIAL OPERATION DATE
(Commitments to the commercial operation date, agreements on testing procedures, commissioning and put the plant into operation, etc.)

...

...

...

OTHER AGREEMENTS

APPENDIX NO. 3

MODEL PPA APPLIED TO ROOFTOP PV POWER PROJECTS
(Attached to the Circular No. 16/2017/TT-BCT dated September 12, 2017 by the Minister of Industry and Trade)

APPENDIX NO. 3.1

ROOFTOP PV POWER PURCHASE
(Attached to the Power Purchase Agreement No. … dated ………………., 20… between (name of the power company) ….. and ….
for domestic or non-domestic purposes applying one-price electric meters) 

Pursuant to the Decision No. 11/2017/QD-TTg dated April 11, 2017 by the Prime Minister on mechanism for encouragement of solar power project development in Vietnam;

...

...

...

Today, on (month, day, year) ......................................., at ..............................

We are:

Party A (the power company): ______________________________________

Address: __________________________________________________

ID card/passport No. ........... Date of issue: .................... Place of issue: ......................; Email: .......... Telephone: ____________________ Fax: __________________________

Tax identification No.: _______________________________________________

Account No.: ___________________ opened at Bank ______________________

____________________________________________________________

Represented by: _________________________________________________

...

...

...

Party B (the investor of the rooftop PV power project): _____________

Address: __________________________________________________

Telephone: ____________________Fax: _______________________

Tax identification No.: _______________________________________________

Account No.: ___________________ opened at Bank ______________________

____________________________________________________________

Represented by: _________________________________________________

Position: ___________________________ (Authorized by ____________________________________________ under the Power of Attorney No. _______________________ dated ________________)

Both Parties agree to conclude the Appendix of the Power Purchase Agreement (PPA) to sell and purchase rooftop PV solar power according to the net-metering mechanism using two-way electric meter system with the following contents: 

...

...

...

1. Electricity calculated in the t^th electric meter recording cycle:

a) In the cycle for recording the electric meter, if electricity generated from the rooftop PV power project executed by Party B plus excess electricity in the previous (t-1)^th cycle is less than electricity consumed in tth Party B's cycle, the electricity used to pay electricity bills of Party B shall be determined as follows:

SL_t= SL_­TTt - SL­­_MTt­- DSL_t-1

In which:

SL_­TTt: Electricity consumed in the cycle t by Party B (kWh);

SL­­_MTt­: Electricity transmitted to the grid in the cycle t by Party B (kWh);

DSL_t-1: Excess electricity generated in the cycle t-1;

t: Electric meter recording cycle.

b) In the cycle for recording the electric meter, if electricity generated from the rooftop PV power project executed by Party B plus excess electricity in the previous ((t-1)^th) cycle is more than electricity consumed in t^th Party B's cycle, the excess electricity generated in the t^th electric meter recording cycle shall be determined as follows:

...

...

...

2. Electricity bills (VAT exclusive)/electric meter recording cycle t determined according to the electricity calculated to pay in such cycle in accordance with provisions of Clause 1 with the corresponding electricity selling price shall be determined as follows:

/

In which:

/: Electricity retail price regulated by a competent state authority (VND/kWh);

3. Periodically, within 3 working days from the day on which the electric meter recording cycle ends, both parties shall and record and ensure the consistency of the electricity consumed, transmitted to the grid and excess electricity to Party B in each cycle as follows:

No.

Excess electricity generate by Party B in the previous cycle (t-1)
(DSL_k,t-1)

Electricity consumed by Party B in the cycle t (SL_­TTk,t)

Electricity transmitted to the grid by Party B in the cycle t (SL­­_MTk,t­)

...

...

...

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)=(4)+(2)-(3); (5) > 0

1

...

...

...

2

4. When the last electric meter recording cycle ends at the end of year or the PPA terminates, excess electricity generated shall be paid in line with the price specified in Clause 1 Article 12 of the Decision No. 11/2017/QD-TTg.

Article 2. Rights and obligations of Party A

- Install two-way electric meters (for delivery and receipt) to calculate electricity consumed and transmitted to the grid by Party B (unless otherwise agreed on by both parties).

- Cooperate with Party B in recording, ensuring the consistency and following the electricity consumed, transmitted to the grid and excess electricity generated and electricity generation revenue earned by Party B in each cycle.

...

...

...

Article 3. Rights and obligations of Party B

- Comply with technical regulations on solar power; control the electrical energy quality according to provisions of Clause 1 Article 15 of the Decree No. 137/2013/ND-CP; Articles 40 and 41 of the Circular No. 39/2015/TT-BCT or amended or replaced documents, unless otherwise agreed on by both parties.

- Cooperate with Party A in recording, ensuring the consistency and following the electricity consumed, transmitted to the grid, excess electricity generated and revenue earned from electricity generation by Party B.

Article 4. Other agreements

………………………………………………………………………………

Article 5. Implementation provisions

1. In addition to the above-mentioned articles, other contents in the PPA used for domestic purposes dated ........................., 20... between (name of the power company) ..............….. and ……………… shall remain unchanged.

2. This Appendix enters into force from (month, day, year) ...................... and is an integral part of the PPA used for domestic purposes dated ........................., 20... between (name of the power company) .................... and …………….

3. Either party that wishes to terminate such Appendix or make any revision to its terms during the execution shall notify the other party 15 days in advance.

...

...

...

Party B
(Signature and full name)

Party A
(Signature, full name and seal)

APPENDIX A

REQUIREMENTS FOR INSTALLED CAPACITY AND SPECIFICATIONS OF ELECTRIC METERS AND ROOFTOP PV POWER PURCHASE
(Attached to the Power Purchase Agreement for domestic, public service and business purposes applying one-price electric meters)

1. Total installed capacity ……….. MW

If the total installed capacity is under 1 MW, the investor of the rooftop PV power project shall re-sign Appendix A of this Agreement with the power company.

If the total installed capacity is 1 MW or over, the investor of the rooftop PV power project shall follow procedures for changing the capacity scale according to provisions of Clause 2 Article 11 herein and re-sign Appendix A of this Agreement with the power company.

2. Requirements for specifications of electric meters

...

...

...

APPENDIX B

DELIVERED ELECTRICITY METERED BY THE ELECTRIC METER FROM THE ROOFTOP PV POWER PROJECT TABLE

Unit: kWh

No.

Excess electricity generate by Party B in the previous cycle (t-1)
(DSL_k,t-1)

Electricity consumed by Party B in the cycle t (SL_­TTk,t)

Electricity transmitted to the grid in the cycle t (SL_­­MTk,t­)

Excess electricity generate by Party B in the cycle t (DSL_k,t)

(1)

...

...

...

(3)

(4)

(5)=(4)+(2)-(3); (5) > 0

1^st cycle

…

...

...

...

…

n^th cycle

...

...

...

Annual financial statement

...

...

...

Party A
(Signature and full name)

APPENDIX NO. 3.2

ROOFTOP PV POWER PURCHASE
(Attached to the Power Purchase Agreement No. … dated ………………., 20… between (name of the power company) ….. and ….
for business purposes applying the electricity price according to the daily use with three-price electric meters)

Pursuant to the Decision No. 11/2017/QD-TTg dated April 11, 2017 by the Prime Minister on mechanism for encouragement of solar power project development in Vietnam;

Pursuant to demands for electricity purchase and sale of both parties,

Today, on (month, day, year) ................................, at ..............................

We are:

Party A (the power company): ____________________________________

...

...

...

ID card/passport No. ........... Date of issue: .................... Place of issue: ......................; Email: ..........

Telephone: ____________________Fax: _______________________

Tax identification No.: _______________________________________________

Account No.: ___________________ opened at Bank ______________________

____________________________________________________________

Represented by: _________________________________________________

Position: ___________________________ (Authorized by ____________________________________________ under the Power of Attorney No. _______________________ dated ________________)

Party B (the investor of the rooftop PV power project): _____________

Address: __________________________________________________

...

...

...

Tax identification No.: _______________________________________________

Account No.: ___________________ opened at Bank ______________________

____________________________________________________________

Represented by: _________________________________________________

Position: ___________________________ (Authorized by ____________________________________________ under the Power of Attorney No. _______________________ dated ________________)

Both Parties agree to conclude the Appendix of the Power Purchase Agreement (PPA) to sell and purchase rooftop PV solar power according to the net-metering mechanism using two-way electric meter system with the following contents: 

Article 1. Net-metering mechanism

1. Electricity calculated in the t^th electric meter recording cycle:

a) In the cycle for recording the electric meter, if electricity generated from the rooftop PV power project executed by Party B plus excess electricity in the previous (t-1)^th cycle is less than electricity consumed in t^thParty B's cycle, the electricity to pay electricity bills to Party B shall be determined as follows: 

...

...

...

In which:

SL_­TTk,t: Electricity consumed at hour k in cycle t by Party B (kWh);

SL­­_MTk,t­­: Electricity transmitted to the grid at hour k in cycle t by Party B (kWh);

DSL_k,t-1: Excess electricity generated in the cycle t-1;

t: Electric meter recording cycle.

k: Normal/peak/off-peak hour.

b) In the cycle for recording the electric meter, if electricity generated from the rooftop PV power project executed by Party B plus excess electricity in the previous ((t-1)^th) cycle calculated according to normal/peak/off-peak hour higher than electricity consumed in normal/peak/off-peak hour in the cycle by Party B, the excess electricity generated in normal/peak/off-peak hour in the t^th electric meter recording cycle shall be determined as follows:

DSL_k,t =  SL­­_MTk,t­+ DSL_k,t-1 - SL_­TTk,t

In the cycle for recording the electric meter, if electricity generated from the rooftop PV power project in the peak hour is higher than that consumed by Party B, excess electricity shall be fully compensated in the normal hour. If electricity generated from the rooftop PV power project in the normal hour and excess electricity that has not fully compensated in the peak hour are higher than electricity consumed in the normal hour by Party B, excess electricity shall be compensated in the off-peak hour. If electricity generated from the rooftop PV power project in the off-peak hour and excess electricity that has not fully compensated in the normal hour are higher than electricity consumed in the off-peak hour by Party B, excess electricity shall be compensated in the normal hour of the next cycle.

...

...

...

/

In which:

/: The retail price of electricity in the normal/peak/off-peak hour corresponding to each purpose of use prescribed by a competent state authority (VND/kWh);

3. Periodically, when the electric meter recording cycle ends, both parties shall record and ensure the consistency of electricity consumed, transmitted to the grid and excess electricity generated in such cycle by Party B as follows:

No.

Excess electricity generate by Party B in the previous cycle (t-1)
(DSL_k,t-1)

Electricity consumed by Party B in the cycle t (SL_­TTk,t)

Electricity transmitted to the grid in the cycle t (SL_­­MTk,t­)

Excess electricity generate by Party B in the  cycle t (DSL_k,t)

...

...

...

(2)

(3)

(4)

(5)=(4)+(2)-(3); (5) > 0

1

...

...

...

3

...

...

...

Article 2. Rights and obligations of Party A

- Install three-price and two-way electric meters (for delivery and receipt) to calculate electricity consumed and transmitted to the grid by Party B (unless otherwise agreed on by both parties).

- Cooperate with Party B in recording, ensuring the consistency and following the electricity consumed in each cycle, transmitted to the grid and excess electricity generated and revenue earned from electricity generation by Party B in each normal/peak/off-peak hour.

- When the last electric meter recording cycle ends at the end of year or the PPA terminates, Party A shall calculate excess electricity generated and make payments to Party B in line with the price specified in Clause 1 Article 12 of the Decision No. 11/2017/QD-TTg.

Article 3. Rights and obligations of Party B

- Comply with technical regulations on solar power; control the electrical energy quality according to provisions of Clause 1 Article 15 of the Decree No. 137/2013/ND-CP; Articles 40 and 41 of the Circular No. 39/2015/TT-BCT or amended or replaced documents, unless otherwise agreed on by both parties.

- Cooperate with Party A in recording, ensuring the consistency and following the electricity consumed in each cycle, transmitted to the grid and excess electricity generated and revenue earned from electricity generation by Party B in each normal/peak/off-peak hour.

Article 4. Other agreements

………………………………………………………………………………

...

...

...

1. In addition to the above-mentioned articles, other contents in the PPA used for …………….. purposes dated ........................., 20... between (name of the power company) ........... and ………………….. shall remain unchanged.

2. This Appendix enters into force from (month, day, year) ...................... and is an integral part of the PPA used for …………… purposes dated ........................., 20... between (name of the power company) .................... and …………….

3. Either party wishes to terminate such Appendix or make any revision to its terms during the execution shall notify the other party 15 days in advance.

Party B
(Signature and full name)

Party A
(Signature and full name)

APPENDIX A

REQUIREMENTS FOR INSTALLED CAPACITY AND SPECIFICATIONS OF ELECTRIC METERS AND ROOFTOP PV POWER PURCHASE

...

...

...

If the total installed capacity is under 1 MW, the investor of the rooftop PV power project shall re-sign Appendix A of this Agreement with the power company.

If the total installed capacity is 1 MW or over, the investor of the rooftop PV power project shall follow procedures for changing the capacity scale according to provisions of Clause 2 Article 11 herein and re-sign Appendix A of this Agreement with the power company.

2. Requirements for specifications of electric meters

APPENDIX B

DELIVERED ELECTRICITY METERED BY THE ELECTRIC METER FROM THE ROOFTOP PV POWER PROJECT TABLE

Unit: kWh

No.

Excess electricity generate by Party B in the previous cycle (t-1)
(DSL_k,t-1)

...

...

...

Electricity transmitted to the grid in the cycle t (SL_­­MTk,t­)

Excess electricity generate by Party B in the  cycle t (DSL_k,t)

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)=(4)+(2)-(3); (5) > 0

1^st cycle

Peak hour

...

...

...

Normal hour

Off-peak hour

...

...

...

…

...

...

...

… cycle

Peak hour

...

...

...

Normal hour

Off-peak hour

...

...

...

Annual financial statement

Peak hour

Normal hour

...

...

...

Off-peak hour

Party B
(Signature and full name)

...

...

...