Thông tư 32/2014/TT-BCT biểu giá chi phí tránh được hợp đồng mua bán điện mẫu nhà máy thủy điện nhỏ

• Số hiệu: 32/2014/TT-BCT
• Loại văn bản: Thông tư
• Nơi ban hành: Bộ Công thương
• Người ký: Cao Quốc Hưng
• Ngày ban hành: 09/10/2014

BỘ CÔNG THƯƠNG -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: 32/2014/TT-BCT	Hà Nội, ngày 09 tháng 10 năm 2014

THÔNG TƯ

QUY ĐỊNH VỀ TRÌNH TỰ XÂY DỰNG, ÁP DỤNG BIỂU GIÁ CHI PHÍ TRÁNH ĐƯỢC VÀ BAN HÀNH HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU CHO CÁC NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN NHỎ

Căn cứ Nghị định số 95/2012/NĐ-CP ngày 12 tháng 11 năm 2012 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;

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

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

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

Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy định về trình tự xây dựng, áp dụng Biểu giá chi phí tránh được và ban hành Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các nhà máy thủy điện nhỏ.

Chương I

QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1. Phạm vi và đối tượng áp dụng

1. Thông tư này quy định về trình tự xây dựng, áp dụng Biểu giá chi phí tránh được và ban hành Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các nhà máy thủy điện nhỏ, đấu nối với lưới điện quốc gia.

Các nhà máy điện nhỏ sử dụng nguồn Năng lượng tái tạo chưa có cơ chế giá điện riêng được Thủ tướng Chính phủ quy định, được áp dụng theo cơ chế quy định tại Thông tư này khi đấu nối với lưới điện quốc gia.

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

a) Các tổ chức, cá nhân mua, bán điện từ các nhà máy điện nhỏ quy định tại Khoản 1 Điều này;

b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và các tổ chức, cá nhân khác có liên quan.

Điều 2. Giải thích từ ngữ

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

1. Bên bán là tổ chức, cá nhân có giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện sở hữu nhà máy thủy điện nhỏ.

2. Bên mua là Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị phân phối điện có giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối và bán lẻ điện, có lưới điện mà các nhà máy thủy điện nhỏ sẽ đấu nối để mua điện với Bên bán.

3. Biểu giá chi phí tránh được là biểu giá được tính toán căn cứ vào các chi phí tránh được của hệ thống điện quốc gia khi có 01 (một) kWh công suất phát từ nhà máy thủy điện nhỏ được phát lên lưới điện phân phối.

4. Chi phí tránh được là chi phí sản xuất 01 (một) kWh của tổ máy phát có chi phí cao nhất trong hệ thống điện quốc gia, chi phí này có thể tránh được nếu Bên mua mua 01kWh từ một nhà máy thủy điện nhỏ thay thế.

5. Điện năng dư là toàn bộ lượng điện năng sản xuất trong mùa mưa vượt quá lượng điện năng với hệ số phụ tải trong mùa mưa là 0,85.

6. Điện năng trên thanh cái là toàn bộ điện năng sản xuất trừ đi lượng điện tự dùng bên trong phạm vi nhà máy.

7. Hệ số phụ tải là tỷ số giữa lượng điện năng sản xuất thực tế với lượng điện năng có thể sản xuất ở chế độ vận hành 100% công suất định mức trong một khoảng thời gian nhất định (năm, mùa, tháng, ngày).

8. Hợp đồng mua bán điện mẫu là hợp đồng mua bán điện áp dụng cho việc mua bán điện của các nhà máy thủy điện nhỏ áp dụng Biểu giá chi phí tránh được quy định tại Phụ lục IV Thông tư này.

9. Mùa mưa được tính từ ngày 01 tháng 7 đến ngày 31 tháng 10.

10. Mùa khô được tính từ ngày 01 tháng 11 đến ngày 30 tháng 6 năm sau.

11. Năm lấy số liệu tính toán biểu giá áp dụng cho năm N được tính từ ngày 01 tháng 7 của năm (N-2) tới ngày 30 tháng 6 của năm (N-1).

12. Năng lượng tái tạo là năng lượng được sản xuất từ thủy điện nhỏ, gió, mặt trời, địa nhiệt, thủy triều, sinh khối, đốt chất thải rắn trực tiếp, khí chôn lấp rác thải, khí của nhà máy xử lý rác thải và khí sinh học.

Chương II

XÂY DỰNG, PHÊ DUYỆT, THỰC HIỆN BIỂU GIÁ CHI PHÍ TRÁNH ĐƯỢC

Điều 3. Cấu trúc Biểu giá chi phí tránh được

1. Biểu giá chi phí tránh được (chưa bao gồm thuế tài nguyên nước, tiền dịch vụ môi trường rừng và thuế giá trị gia tăng) được tính theo thời gian sử dụng trong ngày và các mùa trong năm được quy định chi tiết tại Bảng 1 Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này, bao gồm 07 ( bảy) thành phần như sau:

a) Giờ cao điểm mùa khô;

b) Giờ bình thường mùa khô;

c) Giờ thấp điểm mùa khô;

d) Giờ cao điểm mùa mưa;

đ) Giờ bình thường mùa mưa;

e) Giờ thấp điểm mùa mưa;

g) Điện năng dư.

2. Các chi phí tương ứng với 07 ( bảy) thành phần biểu giá bao gồm:

a) Chi phí điện năng phát điện tránh được;

b) Chi phí tổn thất truyền tải tránh được;

c) Chi phí công suất phát điện tránh được (chỉ áp dụng trong thời gian cao điểm của mùa khô).

3. Thời gian sử dụng điện trong ngày áp dụng cho Biểu giá chi phí tránh được phù hợp với quy định trong biểu giá bán lẻ điện hiện hành.

Đối với các khu vực nối lưới điện với nước ngoài, khu vực có quá tải đường dây (truyền tải điện), các nhà máy thủy điện trên cùng bậc thang, Bên mua và Bên bán thỏa thuận thời gian áp dụng giá giờ cao điểm theo nguyên tắc đảm bảo đủ số giờ cao điểm theo quy định.

Điều 4. Trình tự xây dựng, phê duyệt và công bố Biểu giá chi phí tránh được

1. Biểu giá chi phí tránh được được xây dựng và công bố hàng năm.

2. Trước ngày 31 tháng 10 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm chủ trì, phối hợp với Bên mua, Bên bán và các nhà máy điện khác để cập nhật cơ sở dữ liệu, thực hiện tính toán, lập Biểu giá chi phí tránh được cho năm kế tiếp theo phương pháp quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này, trình Cục Điều tiết điện lực.

3. Trước ngày 31 tháng 12 hàng năm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm:

a) Thẩm định các thông số đầu vào, kết quả tính toán Biểu giá chi phí tránh được hàng năm do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập. Trường hợp cần thiết, có thể mời các tổ chức, cá nhân có liên quan tham gia thẩm định;

b) Nghiên cứu, đề xuất và trình Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét, quyết định Biểu giá chi phí tránh được ở mức hợp lý nhằm khuyến khích sản xuất điện từ Năng lượng tái tạo, đồng thời đảm bảo Biểu giá chi phí tránh được phù hợp với điều kiện kinh tế - xã hội của đất nước trong từng giai đoạn;

c) Công bố Biểu giá chi phí tránh được.

4. Trong thời hạn 02 (hai) ngày kể từ ngày Biểu giá chi phí tránh được được ban hành, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm công bố Biểu giá chi phí tránh được cho năm tiếp theo trên trang thông tin điện tử của Cục Điều tiết điện lực và của Bộ Công Thương.

5. Trong trường hợp Biểu giá chi phí tránh được chưa được công bố đúng thời hạn, được phép tạm thời áp dụng Biểu giá chi phí tránh được của năm trước cho đến khi Biểu giá chi phí tránh được mới được công bố. Phần chênh lệch do thanh toán theo Biểu giá chi phí tránh được cũ và Biểu giá chi phí tránh được mới sẽ được các bên hoàn lại trong lần thanh toán đầu tiên áp dụng Biểu giá chi phí tránh được mới.

Điều 5. Cơ chế chia sẻ rủi ro

1. Bên bán khi ký Hợp đồng mua bán điện với Bên mua sử dụng Hợp đồng mua bán điện mẫu có quyền lựa chọn việc áp dụng biểu giá theo cơ chế chia sẻ rủi ro quy định trong Hợp đồng mua bán điện mẫu.

2. Cơ chế chia sẻ rủi ro là cơ chế áp dụng Biểu giá chi phí tránh được công bố hàng năm cùng với các mức giá sàn và giá trần xác định trước từ Biểu giá chi phí tránh được của năm ký Hợp đồng mua bán điện. Giá bán điện của các năm sau khi ký hợp đồng sẽ bằng giá chi phí tránh được áp dụng cho năm đó nếu giá đó nằm trong khoảng giữa giá sàn và giá trần. Nếu giá chi phí tránh được của năm đó cao hơn giá trần thì sẽ áp dụng giá trần và nếu giá chi phí tránh được năm đó thấp hơn giá sàn thì sẽ áp dụng giá sàn trong thanh toán tiền điện đã phát được.

3. Giá sàn của từng thành phần của biểu giá được tính bằng 90% giá của thành phần đó trong Biểu giá chi phí tránh được áp dụng cho năm ký Hợp đồng mua bán điện.

4. Giá trần của từng thành phần của biểu giá được tính bằng 110% giá của thành phần đó trong Biểu giá chi phí tránh được áp dụng cho năm ký Hợp đồng mua bán điện.

5. Thời hạn áp dụng tối đa biểu giá với cơ chế chia sẻ rủi ro là 12 (mười hai) năm kể từ năm ký Hợp đồng mua bán điện. Bên bán có thể lựa chọn thời hạn áp dụng ngắn hơn. Sau thời hạn áp dụng cơ chế chia sẻ rủi ro, giá dùng trong thanh toán tiền điện từ Hợp đồng mua bán điện là giá chi phí tránh được được công bố áp dụng cho từng năm.

6. Khi áp dụng cơ chế chia sẻ rủi ro, trong Hợp đồng mua bán điện cần quy định cụ thể Biểu giá chi phí tránh được của năm ký Hợp đồng mua bán điện, thời hạn áp dụng cơ chế chia sẻ rủi ro, giá sàn và giá trần tương ứng với từng thành phần của biểu giá theo cơ chế chia sẻ rủi ro quy định tại Bảng 2 Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này.

Điều 6. Trách nhiệm đấu nối

1. Bên bán chịu trách nhiệm đầu tư, vận hành và bảo dưỡng đường dây và trạm biến áp tăng áp (nếu có) từ nhà máy điện của Bên bán đến điểm đấu nối với lưới điện của Bên mua.

2. Điểm đấu nối do Bên bán và Bên mua thỏa thuận theo nguyên tắc là điểm đấu nối gần nhất vào lưới điện hiện có của Bên mua, đảm bảo truyền tải công suất nhà máy điện của Bên bán, phù hợp với quy hoạch lưới điện được duyệt.

3. Trường hợp điểm đấu nối khác với điểm đặt thiết bị đo đếm, Bên bán chịu phần tổn thất điện năng trên đường dây đấu nối và tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy. Phương pháp tính toán tổn thất trên đường dây đấu nối được thực hiện theo quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này.

Điều 7. Điều kiện áp dụng Biểu giá chi phí tránh được đối với Bên bán

Bên bán điện được áp dụng Biểu giá chi phí tránh được khi đáp ứng một trong các điều kiện sau:

1. Công suất đặt của nhà máy nhỏ hơn hoặc bằng 30 MW và toàn bộ điện năng được sản xuất từ Năng lượng tái tạo.

2. Bên bán có nhiều nhà máy thủy điện bậc thang trên cùng một dòng sông được áp dụng Biểu giá chi phí tránh được cho cụm thủy điện bậc thang khi tổng công suất đặt của các nhà máy này nhỏ hơn hoặc bằng 60 MW. Trường hợp cụm thủy điện bậc thang có nhà máy thủy điện có công suất lớn hơn 30 MW được đưa vào vận hành đầu tiên, Bên bán được áp dụng Biểu giá chi phí tránh được cho cụm thủy điện bậc thang khi nhà máy thủy điện tiếp theo vận hành thương mại.

Điều 8. Áp dụng Hợp đồng mua bán điện mẫu

1. Việc sử dụng Hợp đồng mua bán điện mẫu là bắt buộc trong mua bán điện áp dụng Biểu giá chi phí tránh được giữa nhà máy điện đủ điều kiện với Bên mua.

2. Hợp đồng mua bán điện được ký trước thời điểm Thông tư này có hiệu lực tiếp tục có hiệu lực theo thời hạn ghi trong hợp đồng. Bên bán và Bên mua có thể thỏa thuận để chuyển sang áp dụng Biểu giá chi phí tránh được và Hợp đồng mua bán điện mẫu thay cho Hợp đồng mua bán điện đã ký.

Điều 9. Điều kiện tham gia thị trường điện

1. Bên bán sở hữu nhà máy thủy điện nhỏ thuộc phạm vi và đối tượng áp dụng của Thông tư này nếu đấu nối vào lưới điện từ cấp điện áp 110 kV trở lên có quyền lựa chọn để nhà máy tham gia thị trường điện.

2. Điều kiện tham gia thị trường điện:

a) Đấu nối vào lưới điện từ 110 kV trở lên;

b) Trang bị đầy đủ cơ sở hạ tầng tham gia thị trường điện theo quy định;

c) Cam kết tuân thủ đầy đủ các quy định của thị trường điện, ký hợp đồng mua bán điện phù hợp với các quy định của thị trường điện theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành áp dụng cho các nhà máy tham gia thị trường điện;

d) Khi lựa chọn tham gia thị trường điện, Bên bán không được lựa chọn lại việc áp dụng Biểu giá chi phí tránh được và Hợp đồng mua bán điện mẫu;

đ) Trường hợp Bên bán đang áp dụng Biểu giá chi phí tránh được và đã ký Hợp đồng mua bán điện mẫu thì Bên bán ký Thỏa thuận với Bên mua chấm dứt và thanh lý Hợp đồng trước thời hạn theo đúng các quy định trong Hợp đồng đã ký kết giữa hai bên và các quy định có liên quan do cơ quan Nhà nước có thẩm quyền ban hành.

Chương III

ĐIỀU KHOẢN THI HÀNH

Điều 10. Trách nhiệm của Cục Điều tiết điện lực

1. Chỉ đạo Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập Biểu giá chi phí tránh được hàng năm theo quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này để bảo đảm công bố biểu giá đúng thời hạn.

2. Chỉ định các nhà máy nhiệt điện cung cấp các số liệu cần thiết phục vụ yêu cầu lập Biểu giá chi phí tránh được cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

3. Lựa chọn nhà máy nhiệt điện được thay thế căn cứ Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia trong từng giai đoạn trên cơ sở chi phí hợp lý về đầu tư, bảo dưỡng và vận hành; thông báo Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện làm căn cứ thực hiện tính toán giá công suất tránh được theo quy định tại khoản 3 Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này.

4. Thẩm định, trình Bộ Công Thương xem xét, quyết định Biểu giá chi phí tránh được hàng năm; công bố Biểu giá chi phí tránh được hàng năm.

5. Bảo mật các thông tin liên quan đến chi phí của nhà máy điện dùng để tính Biểu giá chi phí tránh được.

6. Phối hợp với Cục Kỹ thuật an toàn và Môi trường công nghiệp, Tổng cục Năng lượng và các đơn vị liên quan, kiểm tra, giám sát các đơn vị phát điện trong việc thực hiện các quy định pháp luật hiện hành về quản lý chất lượng công trình, an toàn đập, trồng rừng thay thế, quy trình vận hành hồ chứa, dịch vụ môi trường rừng và các yêu cầu về môi trường khác.

7. Hướng dẫn tổ chức thực hiện Thông tư này.

Điều 11. Trách nhiệm của Bên bán

1. Thỏa thuận, ký kết hợp đồng với Bên mua theo Hợp đồng mua bán điện mẫu và theo Biểu giá chi phí tránh được.

2. Lắp đặt công tơ 3 giá phù hợp với các quy định hiện hành để đo đếm điện năng sử dụng cho thanh toán tiền điện.

3. Bán toàn bộ lượng điện năng trên thanh cái của nhà máy cho Bên mua khi áp dụng Biểu giá chi phí tránh được. Trường hợp vì mục đích cung cấp điện cho các làng, xã chưa có điện lân cận nhà máy điện theo đề nghị của chính quyền địa phương, Bên bán được bán một phần sản lượng với giá thỏa thuận phù hợp với quy định của pháp luật cho đơn vị phân phối điện tại địa phương nhưng phải thỏa thuận trước bằng văn bản với Bên mua.

4. Gửi 01 bản Hợp đồng mua bán điện đã ký về Cục Điều tiết điện lực chậm nhất là 30 ngày kể từ ngày ký.

5. Tuân thủ quy định vận hành hệ thống điện, quy định hệ thống điện truyền tải, hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.

6. Định kỳ vào tháng cuối cùng hàng quý, Bên bán có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực về tình hình thực hiện nộp tiền dịch vụ môi trường rừng của quý liền kề trước đó.

7. Định kỳ hàng quý, hàng năm theo quy định, báo cáo Cục Điều tiết điện lực bằng văn bản về việc thực hiện các quy định pháp luật hiện hành về quản lý chất lượng công trình, an toàn đập, trồng rừng thay thế, quy trình vận hành hồ chứa, dịch vụ môi trường rừng và các yêu cầu về môi trường khác.

Điều 12. Trách nhiệm của Bên mua

1. Thỏa thuận, ký kết hợp đồng với Bên bán theo Hợp đồng mua bán điện mẫu và theo Biểu giá chi phí tránh được nếu Bên bán đáp ứng các điều kiện quy định tại Điều 7 Thông tư này và các quy định pháp luật có liên quan khác.

2. Mua toàn bộ lượng điện năng Bên bán phát lên lưới theo khả năng truyền tải của lưới điện, trừ phần điện năng bán cho đơn vị phân phối điện tại địa phương theo quy định tại khoản 3 Điều 11 Thông tư này.

3. Tuân thủ quy định vận hành hệ thống điện, quy định hệ thống điện truyền tải, hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.

4. Gửi Cục Điều tiết điện lực báo cáo kết quả thỏa thuận với Bên bán trong trường hợp thay đổi thời gian áp dụng giá giờ cao điểm theo quy định tại khoản 3 Điều 3 Thông tư này trong thời hạn 15 (mười lăm) ngày kể từ ngày thỏa thuận với Bên bán.

5. Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các Tổng công ty điện lực có trách nhiệm xây dựng phương án xử lý tình trạng quá tải đối với các trường hợp quy định tại khoản 3 Điều 3 Thông tư này.

Điều 13. Trách nhiệm của các đơn vị điện lực khác

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập Biểu giá chi phí tránh được hàng năm và bảo mật thông tin liên quan đến chi phí của nhà máy điện dùng để tính Biểu giá chi phí tránh được.

2. Các nhà máy nhiệt điện được Cục Điều tiết điện lực chỉ định có trách nhiệm cung cấp các số liệu cần thiết phục vụ yêu cầu tính Biểu giá chi phí tránh được cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

Điều 14. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25 tháng 11 năm 2014, thay thế Quyết định số 18/2008/QĐ-BCT ngày 18 tháng 7 năm 2008 của Bộ Công Thương quy định về Biểu giá chi phí tránh được và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các nhà máy thủy điện nhỏ.

2. Đối với các hợp đồng mua bán điện được ký trước thời điểm Thông tư này có hiệu lực, hai bên có trách nhiệm thỏa thuận, ký kết phụ lục sửa đổi, bổ sung hợp đồng mua bán điện về việc Bên mua có trách nhiệm thanh toán cho Bên bán thuế tài nguyên nước, thuế giá trị gia tăng và tiền dịch vụ môi trường rừng theo quy định hiện hành.

3. Trong quá trình thực hiện, nếu phát sinh vướng mắc, đơn vị có liên quan có trách nhiệm phản ánh về Bộ Công Thương để bổ sung, sửa đổi cho phù hợp./.

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

KT. BỘ TRƯỞNG THỨ TRƯỞNG Cao Quốc Hưng

PHỤ LỤC I

BIỂU GIÁ CHI PHÍ TRÁNH ĐƯỢC
(Ban hành kèm theo Thông tư số 32/2014/TT-BCT ngày 09 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

Bảng 1. Biểu giá chi phí tránh được

Thành phần giá	Mùa khô			Mùa mưa
	Giờ cao điểm	Giờ bình thường	Giờ thấp điểm	Giờ cao điểm	Giờ bình thường	Giờ thấp điểm	Phần điện năng dư
I. Giá điện năng tránh được
Chi phí điện năng phát điện tránh được	X	X	X	X	X	X	X
Chi phí tổn thất truyền tải tránh được	X	X	X	X	X	X	X
II. Giá công suất tránh được
Chi phí công suất phát điện tránh được	X	0	0	0	0	0	0
Tổng cộng	X	X	X	X	X	X	X

Ghi chú:

- X = được áp dụng, có giá trị khác 0; 0 = không áp dụng.

- Biểu giá chi phí tránh được chưa bao gồm thuế tài nguyên nước, tiền dịch vụ môi trường rừng và thuế giá trị gia tăng. Bên mua có trách nhiệm thanh toán cho Bên bán các loại thuế và tiền dịch vụ môi trường rừng nêu trên.

Bảng 2. Biểu giá trần và giá sàn khi áp dụng cơ chế chia sẻ rủi ro

	Mùa khô			Mùa mưa
	Giờ cao điểm	Giờ bình thường	Giờ thấp điểm	Giờ cao điểm	Giờ bình thường	Giờ thấp điểm	Phần phát dư
Biểu giá trong năm ký hợp đồng N	X1	X2	X3	X4	X5	X6	X7
Giá trần (áp dụng đến tháng của năm N+k )	1.1x1	1.1x2	1.1x3	1.1x4	1.1x5	1.1x6	1.1x7
Giá sàn (áp dụng đến tháng của năm N+k )	0.9x1	0.9x2	0.9x3	0.9x4	0.9x5	0.9x6	0.9x7

- Trong đó, k là thời hạn áp dụng cơ chế chia sẻ rủi ro tính theo năm, kể từ năm ký hợp đồng mua bán điện (không quá 12 năm).

PHỤ LỤC II

PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN BIỂU GIÁ CHI PHÍ TRÁNH ĐƯỢC
(Ban hành kèm theo Thông tư số 32/2014/TT-BCT ngày 09 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

1. Chi phí điện năng tránh được

Các bước tính chi phí điện năng tránh được như sau:

a) Tính toán chi phí nhiên liệu trung bình tháng (đồng/kWh) của từng nhà máy nhiệt điện trong hệ thống cho năm lấy số liệu tính toán biểu giá, trừ các nhà máy điện BOT, IPP đã ký hợp đồng bao tiêu và các nhà máy điện chạy dầu. Tổng chi phí nhiên liệu trong tháng của các nhà máy nhiệt điện và điện năng thanh cái được cung cấp bởi các nhà máy nhiệt điện có liên quan.

Đối với các nhà máy điện có giá nhiên liệu biến đổi theo giá nhiên liệu thế giới, giá nhiên liệu dùng để tính toán chi phí biến đổi sẽ chịu mức trần bằng 110% giá nhiên liệu tính toán trung bình trong năm trước năm lấy số liệu tính toán biểu giá của nhà máy đó (hoặc trung bình của tất cả các nhà máy điện có giá nhiên liệu biến đổi theo giá nhiên liệu thế giới, nếu nhà máy điện này được đưa vào vận hành trong năm lấy số liệu tính toán).

b) Với mỗi giờ của năm lấy số liệu tính toán biểu giá, xếp hạng theo thứ tự tăng dần của chi phí biến đổi của các nhà máy nhiệt điện chạy lưng, chạy đáy (trừ các nhà máy BOT, IPP đã ký hợp đồng mua bán điện bao tiêu) để xác định nhà máy có chi phí biên. Chi phí biến đổi được xác định dựa trên chi phí nhiên liệu trung bình tháng của các nhà máy nhiệt điện.

c) Tổng công suất phát lớn nhất của hệ thống trong năm lấy số liệu tính toán ký hiệu là (P).

d) Công suất tham chiếu P* được tính bằng F_a x P, với F_a là hệ số điều chỉnh phần năng lượng biên của biểu đồ phụ tải, do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đề xuất và được chọn trong khoảng F_o; 0,4.

Trong đó:

X_i là sản lượng điện của các nhà máy điện tua bin khí chu trình hỗn hợp (trừ các nhà máy điện BOT) có giá khí biến đổi theo giá nhiên liệu thế giới trong năm lấy số liệu tính toán biểu giá.

X là tổng sản lượng điện của các nhà máy điện tua bin khí chu trình hỗn hợp (trừ các nhà máy điện BOT) trong năm lấy số liệu tính toán biểu giá.

P_i là giá khí trung bình (USD/mmBTU) của các nhà máy điện tua bin khí chu trình hỗn hợp có giá khí biến đổi theo giá nhiên liệu thế giới trong năm lấy số liệu tính toán biểu giá.

đ) Với mỗi giờ của năm lấy số liệu tính toán biểu giá, giá điện năng cMj được tính toán căn cứ vào chi phí của các nhà máy có giá thành cao và được tính theo công suất tham chiếu P* (đã loại trừ các nhà máy tại điểm b khoản này ở trên).

Ví dụ, nếu P* = 1000MW, và nếu trong một số giờ j nhà máy có giá thành cao nhất được huy động 600MW với chi phí biến đổi là c1, và nhà máy có giá thành cao thứ hai được huy động 500MW với chi phí biến đổi là c2, chi phí (tránh được) biên trung bình cho giờ đó, với công suất tham chiếu P*, c_Mj được tính theo công thức:

e) Giá điện năng được điều chỉnh theo tốc độ tăng tương ứng của chi phí nhiên liệu trong năm tính toán. Tốc độ tăng giá nhiên liệu hàng năm được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:

- Theo các hợp đồng cung cấp nhiên liệu cho các nhà máy chạy đỉnh trong hệ thống;

- Theo giá thị trường, với nguồn tham khảo rõ ràng và đáng tin cậy, được Cục Điều tiết điện lực cho phép áp dụng;

- Do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đề xuất và được Cục Điều tiết điện lực cho phép áp dụng.

g) Với mỗi khoảng thời gian tương ứng với sáu thành phần thời gian phân biệt theo mùa và theo thời gian sử dụng điện trong ngày của biểu giá, giá trung bình hàng năm được tính là trung bình của cMj trong mỗi khoảng thời gian đó.

h) Giá điện năng dư được tính bằng 50% giá trong các giờ thấp điểm vào mùa mưa.

2. Tổn thất truyền tải tránh được

Cách tính tổn thất truyền tải tránh được như sau:

a) Với mỗi giờ trong năm, điều kiện vận hành hệ thống được xác định trên cơ sở luồng công suất của đường dây 500kV đi qua ranh giới phân biệt phụ tải giữa 3 miền (Bắc-Trung và Trung-Nam).

b) Do trên đường dây 500kV luôn có một luồng công suất truyền tải nào đó, “cân bằng” không có nghĩa là bằng 0 mà bằng một luồng công suất (bất kể theo hướng nào) trên một giá trị ngưỡng. Ngưỡng này được quy định tùy thuộc vào điều kiện về điều chỉnh điện áp và ổn định hệ thống điện. Khi luồng công suất trên đường dây 500kV truyền tải qua ranh giới phân biệt phụ tải miền nhỏ hơn ngưỡng này thì được xem là cân bằng. Giá trị ngưỡng cân bằng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đề xuất và được Cục Điều tiết điện lực cho phép áp dụng.

c) Đối với nhà máy đủ điều kiện kết nối với lưới điện miền Bắc, nhà máy điện được thưởng thanh toán tổn thất truyền tải khi miền Bắc nhận điện từ miền Trung qua đường dây 500kV.

d) Đối với nhà máy đủ điều kiện kết nối với lưới điện miền Trung, nhà máy điện được thưởng thanh toán tổn thất truyền tải khi miền Trung nhận điện từ miền Nam qua đường dây 500kV

đ) Nhà máy bị phạt thanh toán tổn thất truyền tải trong các trường hợp còn lại. Với mỗi giờ trong năm, giá tổn thất truyền tải tránh được T được tính như sau:

Trường hợp nhà máy điện nối lưới ở miền Bắc:

T_B = C_M (1 + λ_B)(1 ± λ₅₀₀) - C_M

Trường hợp nhà máy điện nối lưới ở miền Trung:

T_T = C_M (1 + λ_T)(1 ± λ₅₀₀) - C_M

Trường hợp nhà máy điện nối lưới ở miền Nam:

T_N = C_M (1 + λ_N) - C_M

Trong đó:

	CM	=	Chi phí nhiên liệu trung bình trong tháng của tổ máy nhiệt điện chạy khí chạy đỉnh (đắt nhất) trong hệ thống (đồng/kWh).
	λB, λT, λN	=	Lần lượt là tỷ lệ tổn thất trên hệ thống truyền tải điện miền Bắc, Trung, Nam đến cấp điện áp 220kV, bao gồm cả tổn thất trạm biến áp.
	Λ500	=	Tỷ lệ tổn thất trung bình trên hệ thống đường dây 500kV (gồm cả tổn thất trạm biến áp)
	TB, TT, TN	=	Lần lượt là giá tổn thất truyền tải tránh được ở miền Bắc, Trung và Nam (đồng/kWh).

g) Dấu trong biểu thức 1 ± λ₅₀₀: Nếu dương là “thưởng”, âm là “phạt”.

h) Các giá trị T được tính trung bình cho tất cả các giờ liên quan trong biểu giá.

3. Giá công suất tránh được của biểu giá

Giá công suất tránh được xác định bằng giá công suất của nhà máy nhiệt điện được thay thế bởi nguồn điện nhỏ Năng lượng tái tạo. Nhà máy nhiệt điện được thay thế do Cục Điều tiết điện lực lựa chọn căn cứ Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia trong từng giai đoạn trên cơ sở chi phí hợp lý về đầu tư, bảo dưỡng và vận hành. Các thông số tính toán chi phí công suất tránh được như sau:

- Chi phí đầu tư năm cơ sở xác định căn cứ chi phí đầu tư hợp lý của nhà máy nhiệt điện được lựa chọn;

- Hệ số trượt giá cho chi phí đầu tư được lấy theo chỉ số giá thiết bị (MUV) do Ngân hàng Thế giới công bố trên trang web www.worldbank.org;

- Đời sống kinh tế của nhà máy nhiệt điện được lấy theo quy định về phương pháp xác định giá phát điện do Bộ Công Thương ban hành;

- Hệ số chiết khấu i (WACC) là 10 %/năm;

- Chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định năm cơ sở được xác định theo chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định của nhà máy nhiệt điện được lựa chọn hoặc tương đương;

- Hệ số trượt chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định hàng năm là 2,5%/năm;

- Chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định năm tính giá không bao gồm thuế tài nguyên sử dụng nước mặt, phí bảo vệ môi trường đối với nước thải và các loại thuế, phí khác liên quan tính theo quy định hiện hành;

- Tổn thất trạm biến áp và suất sự cố lấy theo thông số do Tập đoàn Điện lực Việt Nam báo cáo hàng năm;

- Tỷ giá đô la Mỹ năm lấy số liệu tính toán biểu giá được tính bình quân theo ngày và theo tỷ giá đô la Mỹ bán ra giờ đóng cửa của Hội sở chính - Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam.

Chi phí công suất tránh được điều chỉnh theo tổn thất truyền tải theo công thức sau:

AGC* = AGC (1+λ₂₂₀) (1-λ₅₀₀)

Trong đó:

AGC*	:	Chi phí công suất phát điện tránh được, điều chỉnh theo tổn thất truyền tải.
Λ220	:	tỷ lệ tổn thất truyền tải trung bình trên lưới 220kV của 3 miền trong các giờ cao điểm mùa khô;
λ500	:	Tỷ lệ tổn thất trung bình trên đường dây 500kV (gồm cả tổn thất trạm biến áp) trong các giờ cao điểm mùa khô;
AGC	:	Chi phí công suất tránh được.

Giá trị AGC* được tính toán và áp dụng cho các giờ cao điểm của mùa khô (h_d).

Giá công suất phát điện tránh được (đồng/kWh) xác định theo công thức:

Chi phí công suất phát điện tránh được đồng/kWh = AGC*/h_d.

PHỤ LỤC III

PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT TRÊN ĐƯỜNG DÂY TRONG TRƯỜNG HỢP ĐIỂM ĐO ĐẾM KHÔNG TRÙNG VỚI ĐIỂM ĐẤU NỐI
(Ban hành kèm theo Thông tư số 32/2014/TT-BCT ngày 09 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

1. Trường hợp điểm đo đếm khác với điểm đấu nối và khi các bên không có thỏa thuận khác, thì lượng điện năng Bên mua nhận tại điểm đấu nối (đo bằng kWh) trong giai đoạn lập hóa đơn sẽ được điều chỉnh theo hệ số tổn thất trung bình, được tính theo các công thức dưới đây.

2. Các hệ số sau được dùng trong việc tính toán:

P là công suất đặt của nhà máy MW;

Cos φ là hệ số công suất của nhà máy;

A là sản lượng điện năng trung bình hàng năm của nhà máy kWh/năm;

U là điện thế định mức tại thanh cái nhà máy kV;

R là điện trở tổng của đường dây truyền tải điện Ω, được xác định từ tài liệu kỹ thuật của nhà sản xuất cho các dây dẫn sử dụng cho đường dây ở nhiệt độ 25oC;

L là hệ số tổn thất trung bình của đường dây truyền tải;

T là hệ số tổn thất của máy biến áp tăng áp (nếu công tơ được đặt về phía sơ cấp của máy biến áp tăng áp); hệ số tổn thất này sẽ có giá trị bằng 0 nếu công tơ được đặt phía thứ cấp của máy biến áp tăng áp;

X là lượng điện năng theo chỉ số của công tơ đặt tại nhà máy trong giai đoạn lập hóa đơn kWh;

XL là lượng điện năng nhận tại điểm đấu nối trong giai đoạn lập hóa đơn, sau khi trừ đi tổn thất trên đường dây truyền tải và tổn thất máy biến áp tăng áp kWh.

3. Công thức tính toán hệ số tổn thất trung bình của đường dây truyền tải như sau:

Trong đó:

4. Lượng điện năng Bên mua phải thanh toán cho Bên bán, XL, được tính theo công thức sau:

5. Các giá trị của hệ số tổn thất có thể tính toán theo các công thức trên hoặc có thể theo thỏa thuận khác, các hệ số này được quy định trong Hợp đồng mua bán điện.

PHỤ LỤC IV

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU ÁP DỤNG BIỂU GIÁ CHI PHÍ TRÁNH ĐƯỢC
(Ban hành kèm theo Thông tư số 32/2014/TT-BCT ngày 09 tháng 10 năm 2014 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

Điều 4. Lập hóa đơn và thanh toán

Điều 5. Bất khả kháng

Điều 6. Thời hạn hợp đồng, các sự kiện ảnh hưởng việc thực hiện hợp đồng, bồi thường thiệt hại và đình chỉ thực hiện hợp đồng

Điều 7. Giải quyết tranh chấp

Điều 8. ủy thác, chuyển nhượng và tái cơ cấu

Điều 9. Tham gia thị trường điện

Điều 10. Các thỏa thuận khác

Điều 11. Cam kết thực hiện

Phụ lục A: Biểu giá mua bán điện

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

Phụ lục C: Yêu cầu đấu nối hệ thống

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

Phụ lục Đ: Thỏa thuận khác

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

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

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

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

Căn cứ Thông tư số …/2014/TT-BCT ngày … tháng … năm … của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định về trình tự xây dựng, áp dụng Biểu giá chi phí tránh được và ban hành Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các nhà máy thủy điện nhỏ;

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

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

Chúng tôi gồm:

Bên bán: ___________________________________________________

Địa chỉ: ____________________________________________________

Điện thoại: ____________________Fax: __________________________

Mã số thuế: __________________________________________________

Tài khoản: ___________________ Ngân hàng ______________________
____________________________________________________________

Đại diện: ____________________________________________________

Chức vụ: ______________________( được sự ủy quyền của _______ theo văn bản ủy quyền số ____________, ngày _____ tháng _____ năm ____)

Bên mua: ___________________________________________________

Địa chỉ: _____________________________________________________

Điện thoại: ____________________Fax: __________________________

Mã số thuế: __________________________________________________

Tài khoản: ___________________ Ngân hàng ______________________
____________________________________________________________

Đại diện: ____________________________________________________

Chức vụ: ______________________ (được sự ủy quyền của _______ theo văn bản ủy quyền số _____________, ngày _____ tháng _____ năm ____)

Cùng nhau thỏa thuận ký Hợp đồng mua bán điện để mua, bán điện theo Biểu giá chi phí tránh được với các nội dung sau:

Điều 1. Định nghĩa

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

1. Bên cho vay: các cá nhân, tổ chức cho Bên bán hoặc Bên mua vay để thực hiện Hợp đồng này. Danh sách Bên cho vay được các bên thông báo cho nhau theo Điều 10 của Hợp đồng này.

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

3. Biểu giá chi phí tránh được: biểu giá được quy định tại Phụ lục A của Hợp đồng.

4. Điểm đấu nối: vị trí mà đường dây của Bên bán đấu nối vào hệ thống điện của Bên mua, được thỏa thuận tại Phụ lục C của Hợp đồng.

5. Điểm giao nhận điện: điểm đo đếm sản lượng điện bán ra của Bên bán.

6. Điện năng dư: toàn bộ lượng điện năng sản xuất trong mùa mưa vượt quá lượng điện năng đã xác định với hệ số phụ tải trong mùa mưa được quy định trước.

7. Điện năng mua bán: điện năng của nhà máy điện phát ra theo khả năng phát lớn nhất có thể của nhà máy, trừ đi lượng điện năng cần thiết cho tự dùng và tổn thất của nhà máy điện, được Bên bán đồng ý bán và giao cho Bên mua hàng năm, theo quy định trong Phụ lục B của Hợp đồng (kWh).

8. Giờ bình thường: khoảng thời gian sử dụng điện trong ngày theo quy định trong văn bản hướng dẫn áp dụng biểu giá bán lẻ điện hiện hành.

9. Giờ cao điểm: khoảng thời gian sử dụng điện trong ngày theo quy định trong văn bản hướng dẫn áp dụng biểu giá bán lẻ điện hiện hành.

10. Giờ thấp điểm: khoảng thời gian sử dụng điện trong ngày theo quy định trong văn bản hướng dẫn áp dụng biểu giá bán lẻ điện hiện hành.

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

12. Lãi suất cơ bản: lãi suất cho vay thị trường liên ngân hàng Việt Nam VNIBOR thời hạn một tháng tại thời điểm thanh toán.

13. Mùa khô: khoảng thời gian trong năm theo quy định trong Biểu giá chi phí tránh được.

14. Mùa mưa: khoảng thời gian trong năm theo quy định trong Biểu giá chi phí tránh được.

15. Năm hợp đồng: 12 (mười hai) tháng của năm dương lịch tính từ ngày đầu tiên của tháng 01 và kết thúc vào ngày cuối cùng của tháng 12 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 của năm đó. Năm hợp đồng cuối cùng kết thúc vào ngày cuối cùng của thời hạn Hợp đồng.

16. Ngày đến hạn thanh toán: 15 (mười lăm) ngày làm việc kể từ ngày Bên mua nhận được hóa đơn thanh toán tiền điện hợp lệ của Bên bán.

17. Ngày vận hành thương mại: ngày Bên bán thông báo cho Bên mua về việc bắt đầu giao điện năng mua bán phù hợp với các nội dung của Hợp đồng này hoặc là ngày mà Bên bán bắt đầu giao điện năng cho Bên mua phù hợp với Hợp đồng này và Bên mua phải thanh toán cho lượng điện năng giao đó.

18. 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 phục vụ sản xuất điện năng theo Hợp đồng này của Bên bán.

19. Đơn vị điều độ hệ thống điện: các đơn vị điện lực bao gồm Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, các Đơn vị điều độ hệ thống điện miền và các Đơn vị điều độ hệ thống điện phân phối, được phân cấp thực hiện hoạt động chỉ huy, điều khiển các đơn vị phát điện, truyền tải điện, phân phối điện thực hiện quá trình vận hành hệ thống điện quốc gia theo quy trình, quy phạm kỹ thuật và phương thức vận hành đã được quy định.

20. Quy định vận hành hệ thống điện: các Thông tư, Quy trình quy định các tiêu chuẩn vận hành hệ thống điện, điều kiện và thủ tục đấu nối vào lưới điện, điều độ và vận hành hệ thống điện, đo đếm điện năng trong hệ thống truyền tải và phân phối điện.

21. Quy chuẩn, tiêu chuẩn ngành điện: những quy định, tiêu chuẩn, thông lệ được áp dụng trong ngành điện do các cơ quan, tổ chức có thẩm quyền của Việt Nam ban hành hoặc các quy định, tiêu chuẩn của các cơ quan, tổ chức quốc tế, các nước trong vùng ban hành phù hợp với quy định pháp luật Việt Nam, 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.

22. Trường hợp khẩn cấp: chỉ điều kiện hoặc tình huống có thể dẫn đến gián đoạn dịch vụ cung cấp điện cho khách hàng của Bên mua, bao gồm các trường hợp có thể gây ra hỏng hóc lớn trong hệ thống điện của Bên mua, 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 và mua bán điện

1. Giao nhận điện

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

2. Giá mua bán điện

Giá mua bán điện theo Hợp đồng này được áp dụng theo Biểu giá chi phí tránh được do Cục Điều tiết điện lực công bố hằng năm và theo quy định tại Thông tư số.../2014/TT-BCT ngày … tháng … năm … của Bộ Công Thương quy định trình tự xây dựng, áp dụng Biểu giá chi phí tránh được và ban hành Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các nhà máy thủy điện nhỏ.

3. Mua bán điện

Bên bán đồng ý vận hành nhà máy điện với công suất khả dụng của thiết bị và phù hợp với Quy chuẩn, tiêu chuẩn ngành điện, Quy định vận hành hệ thống điện và các quy định khác có liên quan. Bên bán không phải chịu trách nhiệm pháp lý đối với thiệt hại trực tiếp của Bên mua do Bên bán không cung cấp đủ điện năng mua bán trong trường hợp không do lỗi của Bên bán. Trường hợp nếu không có sự đồng ý bằng văn bản của Bên mua mà Bên bán giảm điện năng mua bán với mục đích bán điện cho bên thứ ba, hoặc với mục đích sản xuất các dạng năng lượng khác tại nhà máy điện thay vì sản xuất điện năng mua bán thì Bên bán không được miễn trách nhiệm pháp lý.

4. Kế hoạch vận hành

a) Trước hoặc vào ngày thực hiện Hợp đồng này, Bên bán cung cấp cho Bên mua biểu đồ khả năng phát trung bình năm tại thanh cái nhà máy theo từng tháng phù hợp với thiết kế cơ sở của nhà máy điện. Đối với nhà máy thủy điện, Bên bán cung cấp thêm các biểu đồ khả năng phát của các năm trong chuỗi số liệu thủy văn tại thiết kế cơ sở của nhà máy điện.

b) Trước ngày 01 tháng 12 của năm hợp đồng, Bên bán cung cấp cho Bên mua dự báo năm về tình hình vận hành, bao gồm:

- Dự báo sản lượng điện và công suất khả dụng hàng tháng;

- Lịch ngừng máy.

c) Trường hợp công suất, điện năng cung cấp thực tế và thời gian giao nhận điện cho Bên mua khác so với dự báo (trong khoảng nhỏ hơn hoặc bằng 5%) thì Bên bán không phải chịu trách nhiệm pháp lý với Bên mua và không bị giảm các khoản thanh toán hoặc bị phạt. Trường hợp dự báo năm do Bên bán cung cấp cho Bên mua sai khác nhiều hơn 5% so với biểu đồ khả năng phát theo từng tháng theo điểm a Khoản này thì Bên bán phải giải trình bằng văn bản cho Bên mua về sự sai khác đó, kể cả các số liệu thủy văn hoặc các số liệu khác có liên quan làm cơ sở cho dự báo trên.

d) Bên bán phải cung cấp dự báo điện năng ngày cho Đơn vị điều độ hệ thống điện khi Đơn vị điều độ hệ thống điện yêu cầu.

5. Ngừng máy

a) Bên bán thông báo cho Bên mua dự kiến lịch ngừng máy và thời gian ngừng máy để sửa chữa định kỳ trước ba tháng. Bên mua phải trao đổi với Bên bán trước thời điểm ngừng máy nếu có yêu cầu thay đổi thời gian ngừng máy. Bên bán có trách nhiệm trao đổi và thống nhất với Bên mua, phù hợp với Quy chuẩn, tiêu chuẩn ngành điện và tuân thủ Quy định vận hành hệ thống điện.

b) Bên bán phải thông báo sớm nhất cho Bên mua việc ngừng máy không theo lịch, kể cả dự kiến thời gian ngừng và tuân thủ Quy định vận hành hệ thống điện.

6. Vận hành lưới điện

Bên mua và Bên bán vận hành và bảo dưỡng lưới điện và các thiết bị đấu nối với nhà máy điện theo phạm vi quản lý tài sản phù hợp với Quy định về lưới điện phân phối, lưới điện truyền tải theo cấp điện áp đấu nối của nhà máy, Quy chuẩn, tiêu chuẩn ngành điện và Quy định vận hành hệ thống điện để đảm bảo việc mua, bán điện năng theo Hợp đồng. Bên mua phải trao đổi và thống nhất với Bên bán về cân bằng phụ tải và ổn định điện áp cho lưới điện phân phối để đảm bảo khả năng tải tối đa của lưới điện phân phối, lưới điện truyền tải.

Đối với các khu vực nối lưới điện với nước ngoài, khu vực có quá tải đường dây (truyền tải điện), Bên mua và Bên bán thỏa thuận thời gian áp dụng giá giờ cao điểm theo nguyên tắc đảm bảo đủ số giờ cao điểm theo quy định.

7. Gián đoạn trong hoạt động nhận và mua điện

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

a) Nhà máy điện vận hành, bảo dưỡng không phù hợp với Quy định về lưới điện phân phối, lưới điện truyền tải, Quy định vận hành hệ thống điện và Quy chuẩn, tiêu chuẩn ngành điện.

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

c) Lưới điện phân phối, lưới điện truyền tải hoặc các hệ thống đấu nối trực tiếp với lưới điện phân phối, lưới điện truyền tải của Bên mua có sự cố.

d) Lưới điện phân phối, lưới điện truyền tải của Bên mua cần hỗ trợ để phục hồi khả năng hoạt động phù hợp với Quy định về lưới điện phân phối, lưới điện truyền tải, Quy định vận hành hệ thống điện và Quy chuẩn, tiêu chuẩn ngành điện.

8. Gián đoạn trong hoạt động giao và bán điện

Bên bán có thể ngừng hoặc giảm lượng điện bán và giao cho Bên mua 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.

Trước khi tiến hành ngừng hoặc giảm lượng điện giao cho Bên mua, Bên bán phải thông báo trước cho Bên mua 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 có trách nhiệm giảm thiểu thời gian giảm hoặc ngừng việc nhận điện trong các trường hợp tại điểm b, c, d khoản 7 Điều này. Trừ trường hợp khẩn cấp, khi thực hiện tạm giảm hoặc ngừng việc nhận điện, Bên mua phải thông báo trước cho Bên bán 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 phải chuyển cho Bên bán 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 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 đồng ý vận hành nhà máy điện đồng bộ với lưới điện của Bên mua 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 trong Phụ lục C. Trừ khi Bên mua yêu cầu khác, nhà máy điện của Bên bán 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.

11. Vận hành đồng bộ

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

12. Tiêu chuẩn

Bên bán và Bên mua 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 B, Bên bán phải xác nhận lại chính thức việc thay đổi ngày vận hành thương mại.

Điều 3. Đấu nối, đo đếm và vận hành

1. Trách nhiệm tại điểm giao nhận điện

Bên bán có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt các trang thiết bị để truyền tải và giao điện cho Bên mua tại điểm giao nhận điện phù hợp với Quy định về lưới điện phân phối và các quy định khác có liên quan. Bên mua có trách nhiệm hợp tác với Bên bán thực hiện việc lắp đặt này.

2. Đấu nối

a) Bên bán 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 phân phối và hệ thống SCADA phù hợp với Quy định về lưới điện phân phối và các quy định khác có liên quan. Bên bán phải chịu chi phí để nâng cấp hệ thống đo đếm tại trạm biến áp để đo điện năng tác dụng và phản kháng theo 2 chiều trên đường dây phân phối nối với nhà máy điện theo quy định tại Phụ lục C của Hợp đồng này.

b) Bên mua có quyền xem xét thiết kế, kiểm tra tính đầy đủ của thiết bị bảo vệ. Bên mua phải thông báo cho Bên bán kết quả thẩm định bằng văn bản trong thời hạn ba 30 (ba mươi) ngày kể từ ngày nhận được toàn bộ hồ sơ kỹ thuật liên quan đến thiết kế. Bên mua phải thông báo bằng văn bản tất cả các lỗi thiết kế được phát hiện. Bên bán phải thực hiện các sửa đổi bổ sung do Bên mua đề xuất phù hợp với Quy định về lưới điện phân phối, lưới điện truyền tải theo cấp điện áp đấu nối của nhà máy.

c) Bên mua có trách nhiệm cho nhà máy điện của Bên bán đấu nối vào lưới điện của Bên mua sau khi Bên bán đã thực hiện xong các yêu cầu bổ sung sửa đổi của Bên mua và hợp tác với Bên bán để hoàn tất việc chạy thử, nghiệm thu nhà máy điện.

3. Tiêu chuẩn đấu nối

Các thiết bị của Bên bán và của Bên mua 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 về lưới điện phân phối. 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. Máy phát kích từ

Nếu nhà máy điện của Bên bán có máy phát kích từ, Bên bán phải lắp đặt tụ điện hiệu chỉnh hệ số công suất riêng cho từng máy phát. Các tụ điện đó phải được đóng và cắt đồng thời với mỗi máy phát kích từ. Trị số định mức KVAr của các tụ điện phải đảm bảo giá trị tiêu chuẩn cao nhất nhưng không vượt quá yêu cầu không tải KVAr của các máy phát. Bên bán phải thanh toán cho Bên mua chi phí điện tiêu thụ để vận hành máy phát kích từ trong trường hợp điện tiêu thụ lấy từ lưới điện của Bên mua theo giá điện bán lẻ ở cấp điện áp tương ứng. Khoản thanh toán này được quy định tại Điều 4 của Hợp đồng này.

6. Đo đếm

a) Bên bán phải:

- 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) Thiết bị đo đếm phải:

- 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;

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

7. Đọc chỉ số công tơ

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

Sau khi đã thông báo theo quy định, Bên mua được vào nhà máy điện hoặc nơi lắp đặt thiết bị đo đếm để đọc 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 vào nhà máy phải đảm bảo không ảnh hưởng đến hoạt động bình thường của Bên bán. Các nhân viên hoặc Kiểm tra viên điện lực do Bên mua cử đến khi vào nhà máy điện phải tuân thủ các quy định về an toàn và nội quy của nhà máy điện.

8. Độ chính xác của thiết bị đo đếm

Tất cả các thiết bị đo đếm điện năng mua bán của nhà máy điện phải được kiểm định định kỳ phù hợp với quy định về chu kỳ kiểm định phương tiện đo lường, chi phí kiểm định do bên Bán 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 chịu trách nhiệm hiệu chỉnh hoặc thay thế và hoàn trả khoản tiền thu thừa cho Bên mua 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.

9. Kiểm định thiết bị đo đếm

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 do tổ chức có thẩm quyền hoặc được chỉ định 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 có quyền chứng kiến quá trình này.

10. Chuyển quyền sở hữu điện

Tại điểm giao nhận điện, quyền sở hữu điện được chuyển từ Bên bán sang Bên mua. Tại điểm này, Bên mua 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 3 pha, tần số 50 Hz với mức điện áp quy định trong Phụ lục C của Hợp đồng này.

11. Vận hành

Bên bán phải vận hành nhà máy điện phù hợp với Quy định về lưới điện phân phối, lưới điện truyền tải, Quy chuẩn, tiêu chuẩn ngành điện, Quy định vận hành hệ thống điện và các quy định 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 và Bên bán cùng đọc chỉ số công tơ vào ngày đã thống nhất để xác định lượng điện năng giao nhận trong tháng. Bên bán sẽ ghi chỉ số công tơ theo mẫu quy định có xác nhận của đại diện Bên mua và gửi kết quả đọc chỉ số công tơ cùng hóa đơn (kể cả giá phân phối mà Bên bán có trách nhiệm thanh toán cho Bên mua) bằng văn bản (hoặc bằng fax có công văn gửi sau hoặc bằng bản sao công văn gửi qua thư) cho Bên mua trong vòng 10 (mười) ngày làm việc sau khi đọc chỉ số công tơ.

2. Thanh toán

Bên mua thanh toán cho Bên bán toàn bộ lượng điện năng đã nhận không muộn hơn ngày đến hạn thanh toán quy định tại khoản 16 Điều 1 và theo biểu giá quy định tại Phụ lục A của Hợp đồng này. Đối với bất cứ khoản tiền nào đã được các bên thống nhất mà không được thanh toán trong thời hạn nêu trên thì phải trả lãi bằng lãi suất cơ bản được tính hàng tháng cho toàn bộ khoản tiền chậm trả tính từ ngày sau ngày đến hạn thanh toán (trừ trường hợp có tranh chấp về hóa đơn thanh toán).

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

Bên bán phải thanh toán cho Bên mua 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 nợ Bên bán, trừ các trường hợp nêu tại khoản 4 Điều này, Bên bán 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 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 lượng mưa, lưu lượng nước về, lượng nhiên liệu tiêu thụ thực tế, suất hao nhiệt trung bình, 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

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 trong thời hạn 01 (một) năm kể từ khi nhận được hóa đơn hợp lệ.

Trường hợp việc giải quyết tranh chấp theo Điều 7 của Hợp đồng này mà Bên bán đúng thì Bên mua phải thanh toán cho Bên bán khoản tiền tranh chấp cộng với phần lãi tính theo lãi suất cơ bản, ghép lãi hàng tháng từ ngày đến hạn thanh toán đến ngày thanh toán số tiền tranh chấp.

Nếu Bên mua đúng thì Bên bán phải hoàn lại số tiền tranh chấp đã nhận trước đó cộng với phần lãi tính theo lãi suất cơ bản, ghép lãi hàng tháng từ ngày nhận được khoản thanh toán đến ngày thanh toán khoản tiền tranh chấp, trừ trường hợp Bên mua chưa thanh toán khoản tiền tranh chấp cho Bên Bán.

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 7 của Hợp đồng này.

Điều 5. Bất khả kháng

1. Bất khả kháng

Bất khả kháng theo Hợp đồng này là các sự kiện xảy ra nằm ngoài khả năng kiểm soát và không phải do không thực hiện, vô ý, thiếu trách nhiệm trong thực hiện nghĩa vụ Hợp đồng của một bên, bao gồm các sự kiện sau:

a) Quyết định của cơ quan có thẩm quyền ảnh hưởng đến khả năng thực hiện nghĩa vụ của một Bên.

b) Sau ngày vận hành thương mại, Bên bán không thể có được các giấy phép hoặc phê duyệt của cơ quan Nhà nước có thẩm quyền mặc dù đã nỗ lực hợp lý.

c) Thiên tai, hỏa hoạn, cháy nổ, lũ lụt, sóng thần, bệnh dịch hay động đất.

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

đ) Quốc hữu hóa, sung công hoặc tịch thu tài sản của Bên bán theo quyết định của cơ quan Nhà nước có thẩm quyền.

e) Những nguyên nhân khác nằm ngoài khả năng kiểm soát và không phải do lỗi của bên viện dẫn sự kiện bất khả kháng.

2. Những trường hợp không được viện dẫn bất khả kháng:

Các sự kiện sau đây sẽ không được coi là sự kiện bất khả kháng

a) Sự vi phạm các nghĩa vụ Hợp đồng của một Bên xảy ra trước thời điểm xảy ra sự kiện bất khả kháng.

b) Việc chậm thanh toán cho sản lượng điện năng.

c) Một Bên không có khả năng thực hiện nghĩa vụ của mình theo Hợp Đồng này có nguyên nhân trực tiếp từ việc Bên đó không thực hiện đúng Quy chuẩn ngành điện và các quy định về lưới điện phân phối.

3. Thỏa thuận về sự kiện 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.

4. Hệ quả của sự kiện bất khả kháng

Trường hợp sau khi đã thực hiện tất cả các biện pháp tại khoản 3 Điều này mà không thể thực hiện một phần hoặc toàn bộ nghĩa vụ của mình theo Hợp đồng này vì sự kiện bất khả kháng, 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.

5. 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 nêu trên; miễn là Bên mua không lựa chọn chấm dứt Hợp đồng theo sự kiện bất khả kháng được nêu tại điểm b và điểm đ khoản 1 Điều này.

Điều 6. Thời hạn hợp đồng, các sự kiện ảnh hưởng việc thực hiện Hợp đồng, bồi thường thiệt hại và đình chỉ thực hiện Hợp đồng

1. Thời hạn của Hợp đồng

Hợp đồng này có hiệu lực từ ngày…. tháng…năm… và chấm dứt sau 20 (hai mươi) năm kể từ ngày vận hành thương mại. Sau khi chấm dứt Hợp đồng, các bên có nghĩa vụ tiếp tục thực hiện việc lập hóa đơn lần cuối, điều chỉnh hóa đơn, thanh toán, hoàn tất các quyền và nghĩa vụ trong Hợp đồng này

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

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

b) Bên bán bị rơi vào tình trạng giải thể hoặc phá sản.

c) Bên bán 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.

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

d) Bên bán 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.

đ) Bên bán phủ nhận hiệu lực của một phần hoặc toàn bộ Hợp đồng.

e) Vi phạm nghiêm trọng các cam kết của Bên bán theo Điều 10 của Hợp đồng này.

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

a) Bên mua bị rơi vào tình trạng phá sản, giải thể hoặc bị phát mãi tài sản;

b) Bên mua 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.

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

c) Bên mua 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.

d) Bên mua phủ nhận hiệu lực của một phần hoặc toàn bộ Hợp đồng.

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

4. Quy trình khắc phục và giải quyết sự kiện làm ảnh hưởng việc thực hiện Hợp đồng

a) Trường hợp có sự kiện làm ảnh hưởng việc thực hiện hợp đồng, bên bị ảnh hưởng phải gửi thông báo bằng văn bản cho bên gây ra ảnh hưởng và Bên cho vay của bên gây ra ảnh hưởng. Trường hợp bên bị ảnh hưởng không thể gửi thông báo bằng văn bản cho Bên cho vay của bên gây ra ảnh hưởng, bên bị ảnh hưởng có quyền yêu cầu bên gây ra ảnh hưởng gửi thông báo sự kiện làm ảnh hưởng việc thực hiện hợp đồng cho Bên cho vay. Bên gây ra ảnh hưởng và Bên cho vay của bên gây ra ảnh hưởng phải hợp tác để giải quyết sự kiện làm ảnh hưởng việc thực hiện hợp đồng.

b) Bên cho vay của bên gây ra ảnh hưởng có quyền chỉ định bên thứ ba hoặc thay thế bên gây ra ảnh hưởng để khắc phục sự kiện làm ảnh hưởng việc thực hiện hợp đồng nhưng phải thông báo bằng văn bản đến bên bị ảnh hưởng. Trong trường hợp này, việc thay thế không được làm tăng gánh nặng tài chính của bên bị ảnh hưởng. Bên bị ảnh hưởng phải chấp nhận việc thay thế hoặc chỉ định bên thứ ba của Bên cho vay để khắc phục sự kiện làm ảnh hưởng việc thực hiện hợp đồng. Bên cho vay của bên gây ra ảnh hưởng sẽ thông báo bằng văn bản đến bên bị ảnh hưởng về dự kiến khắc phục sự kiện thay bên gây ra ảnh hưởng và thỏa thuận với bên bị ảnh hưởng một khoảng thời gian hợp lý tính từ khi có thông báo để thực hiện nghĩa vụ theo Hợp đồng thay bên gây ra ảnh hưởng.

5. Bồi thường thiệt hại

a) Bên gây ra ảnh hưởng có nghĩa vụ bồi thường thiệt hại do sự kiện gây ra cho bên bị ảnh hưởng. Giá trị bồi thường bao gồm giá trị tổn thất thực tế, trực tiếp mà bên bị ảnh hưởng phải chịu do bên kia gây ra và khoản lợi trực tiếp mà bên bị ảnh hưởng được hưởng nếu không có sự kiện.

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

6. Đình chỉ thực hiện Hợp đồng

Trường hợp sự kiện làm ảnh hưởng thực hiện hợp đồng không giải quyết được theo khoản 4 Điều này, bên bị ảnh hưởng có thể tiếp tục yêu cầu bên gây ra ảnh hưởng khắc phục sự kiện hoặc có thể đình chỉ thực hiện Hợp đồng bằng cách gửi thông báo đến bên gây ra ảnh hưởng. Sau khi bên bị ảnh hưởng 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 ảnh hưởng có quyền yêu cầu bên gây ra ảnh hưởng bồi thường thiệt hại.

Trường hợp Bên bán là bên bị ảnh hưởng 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 trong thời gian một năm trước đó tính đến thời điểm đình chỉ thực hiện Hợp đồng.

Điều 7. Giải quyết tranh chấp

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

2. Trường hợp hai bên không thể giải quyết tranh chấp bằng thông qua trao đổi trong thời hạn quy định tại khoản 1 Điều này, hai bên thống nhất chuyển vụ việc tranh chấp đến Cục Điều tiết 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 8. 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 chuyển nhượng hoặc ủy thác việc thực hiện Hợp đồng phải được sự chấp thuận bằng văn bản của Bên mua, trừ trường hợp Bên bán ủy quyền một phần hoặc toàn bộ cho Bên cho vay nhằm mục đích vay, mua trang thiết bị hoặc xây dựng nhà máy điện. Nếu phần ủy thác của Bên bán 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.

Trong vòng 05 (năm) ngày làm việc kể từ khi hai bên hoàn tất thủ tục ủy thác chuyển nhượng, Bên ủy thác hay chuyển nhượng phải thông báo 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 hoặc Bên mua trong Hợp đồng này, thì việc thực hiện hợp đồng sẽ được chuyển sang cho các đơn vị tiếp nhận. Bên mua có trách nhiệm xác nhận và bảo đảm bằng văn bản về việc các đơn vị tiếp nhận sẽ tiếp tục thực hiện nghĩa vụ mua điện hoặc phân phối điện và các quyền lợi và nghĩa vụ khác theo Hợp đồng này.

Điều 9. Tham gia thị trường điện

1. Lựa chọn tham gia thị trường điện

Bên bán sở hữu nhà máy thủy điện nhỏ đáp ứng các điều kiện quy định tại Điều 9 Thông tư Quy định về trình tự xây dựng, áp dụng Biểu giá chi phí tránh được và ban hành Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các nhà máy thủy điện nhỏ và thuộc đối tượng áp dụng của Thông tư này có quyền lựa chọn để nhà máy tham gia thị trường điện.

2. Chấm dứt và thanh lý Hợp đồng để tham gia thị trường điện

Đối với Bên bán đang áp dụng Biểu giá chi phí tránh được và đã ký Hợp đồng mua bán điện mẫu, khi tham gia thị trường điện, Bên bán phải ký Thỏa thuận với Bên mua chấm dứt và thanh lý Hợp đồng trước thời hạn theo đúng các quy định trong Hợp đồng đã ký kết giữa hai bên và các quy định có liên quan do cơ quan Nhà nước có thẩm quyền ban hành.

Điều 10. Các thỏa thuận khác

1. Sửa đổi Hợp đồng

Các bên không được tự ý sửa đổi, bổ sung Hợp đồng này, trừ trường hợp có thỏa thuận bằng văn bản được người có thẩm quyền của hai Bên ký xác nhận.

2. Trách nhiệm hợp tác

Bên bán có nghĩa vụ thực hiện các thủ tục pháp lý liên quan tới nhà máy điện. Bên mua có trách nhiệm hợp tác với Bên bán 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, nhiên liệu, 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. 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.

4. Luật áp dụng

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

5. Sự không thực hiện quyền

Việc một bên 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.

6. 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.

7. 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: Tổng giám đốc, ________________,________, Việt Nam;

b) Bên mua: _______________, ____________________, Việt Nam

c) Trong các thông báo, kể cả thông báo chỉ định bên cho vay, 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 căn cứ theo dấu bưu điện hoặc xác nhận đã nhận đối với fax 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.

8. Bảo mật

Bên mua 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 hoặc Cục Điều tiết điện lực công bố trước đó.

9. Chấm dứt hợp đồng

Hợp đồng này được chấm dứt trong các trường hợp sau:

a) Sau 20 (hai mươi) năm kể từ ngày vận hành thương mại;

b) Một bên có quyền chấm dứt Hợp đồng trong trường hợp do sự kiện bất khả kháng mà bên kia không thực hiện nghĩa vụ Hợp đồng trong thời gian kéo dài hơn 01 (một) năm. Trong trường hợp này, việc chấm dứt hợp đồng phải được thực hiện theo trình tự tại khoản 5 Điều 5 Hợp đồng này.

c) Khi Bên bán tham gia thị trường điện.

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. Hợp đồng này quy định nghĩa vụ hợp pháp và bắt buộc đối với các bên theo các nội dung của Hợp đồng.

5. 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 09 bản có giá trị như nhau, mỗi bên giữ 04 bản, Bên bán có trách nhiệm gửi một bản Hợp đồng mua bán điện tới Cục Điều tiết điện lực.

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

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

PHỤ LỤC A

BIỂU GIÁ MUA BÁN ĐIỆN
(Được Cục Điều tiết điện lực công bố hàng năm)

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: ______________________________________kW

4. Công suất bán cho Bên mua: tối thiểu _______kW; tối đa ________kW

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

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

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 nhiên liệu: _____________________________________________

2. Công nghệ phát điện: ________________________________________

3. Đặc tính vận hành thiết kế: ____________________________________

4. Lưu lượng về hoặc lượng nhiên liệu/tháng: ________________________

5. Thể tích bồn chứa nhiên liệu (hoặc thể tích hồ chứa): ________________

6. Thời gian không có lưu lượng về/nhiên liệu: _______________________

PHỤ LỤC C

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 D

THỎA THUẬN ĐO ĐẾM

PHỤ LỤC Đ

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 E

THỎA THUẬN KHÁC

Tiếng Anh (English)

THE MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE --------	SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence – Freedom - Happiness ---------------
No. 32/2014/TT-BCT	Hanoi, October 09, 2014

CIRCULAR

PROCEDURES ON ESTABLISHMENTAND APPLICATION OF AVOIDABLE COST TARIFF SCHEDULE AND PROMULGATION OF SPECIMEN POWER PURCHASE AGREEMENT (PPA) TO SMALL HYDROPOWER PLANTS

Pursuant to the Government's Decree No. 95/2012/ND-CP dated November 12, 2012, defining the functions, tasks, powers and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade;

Pursuant to Law on Electricity dated December 03, 2004 and the Law on amendments to a number of articles of Law on Electricity dated November 20, 2012;

Pursuant to the Government’s Decree No. 137/2013/ND-CP dated October 21, 2013 detailing the implementation of a number of articles of the Law on Electricity and the Law on amendments to a number of articles of the Law on Electricity;

At the request of general director of Electricity Regulatory Authority,

The Minister of Industry and Trade promulgates the Circular regulating procedures on establishment and application of avoidable cost tariff schedule and promulgation of specimen PPA to small hydropower plants.

Chapter I

...

...

...

Article 1. Scope and regulated entities

1. This Circular regulates procedures on establishment and application of avoidable cost tariff schedule and promulgation of specimen PPA to small hydropower plants connected to national grid.

Small power plants using renewable energy source may apply mechanism as prescribed hereof when connecting to the national grid if separate electricity price mechanism stipulated by the Prime Minister does not enter into force.

2. This Circular applies to following entities:

a) Organizations and individuals buying and purchasing electricity from small power plants as prescribed in Clause 1, this Article;

b) Electricity system and market operators and other relevant organizations, individuals;

Article 2. Interpretation of terms

In this Circular, some terms are construed as follows:

1. The Seller refers to organizations, individuals that have licenses for operation in the area of electricity generation and own a small hydropower plant.

...

...

...

3. Avoidable cost tariff schedule refers to the tariff which is based on costs that can be avoided by the national electricity system when 01 (one) kWh of generation capacity from small hydropower plants is transmitted to distribution grids

4. Avoidable cost refers to the cost for producing 01 (one) kWh of generation capacity by generating stations in the national electricity system and this cost is avoidable if the Buyer purchases 01 (one) kWh from an alternative small hydropower plant.

5. Excess electrical power means all electrical power produced during rainy season exceeds electrical power with load factor 0.85 in rainy season.

6. Electrical power on busbar means all electrical power produced minus amount of electricity self-feeding the plant.

7. Load factor refers to the ratio of amount of electrical energy actually produced to amount of electrical energy possibly produced at maximum rated capacity during a certain period of time (year, season, month, day).

8. Specimen power purchase agreement (PPA) refers to the agreement for sale and purchase of power applied by small hydroelectric plants according to avoidable cost tariff schedule as prescribed in Annex IV herein.

9. Rainy season refers to the period of time from July 01 to October 31.

10. Dry season refers to the period of time from November 01 to June 30 of the following year.

11. Year to collect figures for the calculation of cost tariff schedule (hereinafter referred to as ‘tariff schedule year’) is from July 1 of the year N-2 to June 30 of the year N-1.

...

...

...

Chapter II

ESTABLISHMENT, APPROVAL AND IMPLEMENTATION OF AVOIDABLE COST TARIFF SCHEDULE

Article 3. Structure of avoidable cost tariff schedule

1. Avoidable cost tariff schedule (not including water resource taxes, forest environment service fee and value added taxes) is based on use time of day and seasons of year as detailed in Table 1, Annex I enclosed herewith including seven components as follows:

a) Peak hours of dry seasons;

b) Normal hours of dry seasons;

c) Low hours of dry seasons;

d) Peak hours of rainy seasons;

dd) Normal hours of rainy seasons;

...

...

...

g) Excess electrical energy;

2. Costs in proportion to seven components comprise:

a) Avoidable cost of distributed generation;

b) Avoidable cost of transmission losses;

c) Avoidable generation capacity cost (only applied during peak time of dry season)

3. Use time of day applied to avoidable cost tariff schedule accords with provisions prescribed in current retail price tariff schedule.

With respect to areas connected to electrical grids from abroad, areas of transmission line overload, hydropower plants on the same stairstep, the Buyer and Seller should negotiate the time for applying peak hour price on the principle that the number of peak hours must be ensured as prescribed.

Article 4. Procedures on establishment, approval and implementation of avoidable cost tariff schedule

1. Avoidable cost tariff schedule is established and announced annually.

...

...

...

3. Before December 31 annually, Electricity Regulatory Authority shall:

a) Assess input factors, calculations of avoidable cost tariff schedule established by electricity system and market operator; In case of need, may invite relevant organizations, individuals to take part in assessment;

b) Study, propose and submit avoidable cost tariff schedule to the Minister of Industry and Trade for consideration and decision in order to encourage production of electricity from renewable energy, and at the same ensure the avoidable cost tariff schedule accord with socio-economic conditions of the country in each period;

c) Announce avoidable cost tariff schedule;

4. Within two days since the avoidable cost tariff schedule is issued, Electricity Regulatory Authority shall be responsible for announcing the avoidable cost tariff schedule for the following year on the portal of Electricity Regulatory Authority and the Ministry of Industry and Trade;

5. Temporarily apply the avoidable cost tariff schedule of preceding year if the avoidable cost tariff schedule of the following year is not issued. Temporarily apply the avoidable cost tariff schedule of preceding year if the avoidable cost tariff schedule of the following year is yet to be issued.

Article 5. Risk-sharing mechanism

1. The Seller upon signing a PPA with the Buyer using specimen PPA is entitled to choose to apply the tariff schedule according to risk-sharing mechanism as stated in specimen PPA.

2. Floor price of each tariff schedule component is calculated as 90% of price of such component in the avoidable cost tariff schedule applied to the year when the PPA is signed.

...

...

...

4. Maximum duration for enforcement of the tariff schedule with risk-sharing mechanism is 12 years since the year when the PPA is signed. The Seller may choose shorter duration.

5. Upon application of risk-sharing mechanism, PPA should detail avoidable cost tariff schedule of the year when the PPA is signed, risk-sharing application duration, floor and ceiling price in proportion to each component of avoidable cost tariff schedule according to risk-sharing mechanism as prescribed in Table 2, Annex I enclosed herewith.

Article 6. Responsibility for connection

1. The Seller shall be responsible for investing, operating and caring lines and step-up transformers (if any) from its power plants to connection point of the Buyer’s electrical grid.

2. Connection point should be located in the immediate proximity to the Buyer’s electrical grid in accordance with the approved electrical grid planning as agreed by the Seller and Buyer.

3. If the connection point and measurement instruments are located in two different places, the Seller shall incur power loss on transmission lines and step-up transformers. Method of calculating losses in transmission lines is instructed in Annex III enclosed herewith.

Article 7. Conditions for application of avoidable cost tariff schedule to the Seller

The Seller shall be eligible for applying avoidable cost tariff schedule when meeting one of following conditions:

1. Installed capacity of plants is smaller or equal to 30 MW and all electrical energy is produced from renewable energy.

...

...

...

Article 8. Application of specimen PPA

1.  The use of specimen PPA is compulsory in power purchase applying avoidable cost tariff schedule between qualified power plants and the Buyer.

2. The PPA signed before the effective date of this Circular shall remain valid according to the duration specified in the contract. The Seller and Buyer may negotiate on a shift toward using avoidable cost tariff schedule and specimen PPA in lieu of signed PPA.

Article 9. Conditions for participation in electricity market

1. The Seller that owns small hydropower plants within scope and regulated entities under this Circular and connected to an electrical grid from 110 KV and over is entitled to decide to participate in electricity market.

2. Conditions for participation in electricity market:

a) Be connected to electrical grid from 110 KV and over;

b) Well equipped with infrastructure for participating in electricity market as prescribed;

c) Be committed to complying fully with regulations of electricity market, signing PPA according to the model promulgated to the plants participating in electricity market by The Ministry of Industry and Trade;

...

...

...

Chapter III

IMPLEMENTARY PROVISIONS

Article 10. Responsibility of Electricity Regulatory Authority

1. Direct electricity system and market operator shall establish avoidable cost tariff schedule on an annual basis as prescribed in Annex II enclosed herewith to ensure the announcement of the tariff schedule is made at specified time.

2. Request thermopower plants to provide necessary figures to system and market operator for the establishment of avoidable cost tariff schedule;

3. Choose alternative thermopower plants based on National electricity development planning in each period on the basis of allowable expenses for investment, maintenance and operation; request the system and market operator to calculate avoidable capacity add-on as prescribed in Clause 3, Annex II enclosed herewith.

4. Assess and make submission to the Ministry of Industry and Trade for consideration and decision on avoidable cost tariff schedule on an annual basis; make annual announcement of avoidable cost tariff schedule;

5. Keep confidential for information about costs of power plants used for calculation of avoidable cost tariff schedule;

6. Coordinate with Industrial Safety Techniques And Environment Agency, Directorate of Energy and relevant units in inspecting and monitoring generating units in implementing applicable regulations on dam construction quality control, forestation, reservoir operation processes, forest environment services and other environmental requirements;

...

...

...

Article 11. Responsibility of the Seller

1. Negotiate and sign a contract with the Buyer according to PPA and avoidable cost tariff schedule;

2. Install three-phase electricity meter in accordance with applicable regulations to measure electrical energy used for payment of electricity bills;

3. Sell all amount of electrical energy on the plant's busbar to the Buyer when avoidable cost tariff schedule is applied. If requested by local authorities to provide electricity to villages, communes without electricity in the vicinity of the plant, the Seller may sell part of the output to local electricity distribution units with negotiable price in accordance with laws but must be negotiated in advance with the Buyer.

4. Deliver one copy of signed PPA to Electricity Regulatory Authority within 30 at the latest since the signing day.

5. Comply with regulations on operation of electricity system, electricity transmission system, electricity distribution system promulgated by the Ministry of Industry and Trade;

6. At the end of the quarter periodically, the Seller shall be responsible for making reports to Electricity Regulatory Authority on payment of environmental service fee for preceding quarter;

7. On a annual, quarterly basis, make reports to Electricity Regulatory Authority on the exercise of applicable regulations on dam construction quality control, dam safety, forestation, reservoir operation processes, forest environment services and other environmental requirements;

Article 12. Responsibility of the Buyer

...

...

...

2. Purchase all electrical energy transmitted on the electrical grid by the Seller except electrical energy sold to local electricity distribution units as prescribed in Clause 3, Article 11 hereof;

3. Comply with regulations on operation of electricity system, electricity transmission system, electricity distribution system promulgated by the Ministry of Industry and Trade;

4. Make report to Electricity Regulatory Authority on result of negotiation with the Seller in case the time for applying peak hour price is changed as prescribed in Clause 3, Article 3 hereof within 15 days since the date of negotiation with the Seller;

5. Vietnam Electricity and Power Corporations shall be responsible for constructing measures to handle cases of transmission overload as prescribed in Clause 3, Article 3 hereof.

Article 13. Responsibility of other electricity supplying units

1. The system and market operator shall be responsible for establishing avoidable cost tariff schedule annually, and keeping confidential for information relating to costs of power plants used for calculation of avoidable cost tariff schedule;

2. Thermopower plants appointed by Electricity Regulatory Authority shall be responsible for providing necessary figures to the system and market operator for calculation of avoidable cost tariff schedule.

Article 14. Effect

1. This Circular takes effect since November 25, 2014, replacing the Ministry of Industry and Trade’s Decision No. 18/2008/QD-BCT dated July 18, 2008 regulating avoidable cost tariff schedule and specimen PPA applying to small hydropower plants.

...

...

...

3. Difficulties that arise during the implementation of this Circular should be reported to the Ministry of Industry and Trade for amendments and supplements as appropriate. /.

PP. THE MINISTER
DEPUTY MINISTER




Cao Quoc Hung

ANNEX I

AVOIDABLE COST TARIFF SCHEDULE
(Enclosed with the Minister of Industry and Trade’s Circular No. 32/2014/TT-BCT)

Table 1. Avoidable cost tariff schedule

Price components

...

...

...

Rainy season

Peak hours

Normal hours

Low hours

Peak hours

Normal hours

Low hours

Excess electrical energy

I. Avoidable electrical energy costs

...

...

...

Avoidable cost for generation of electrical power

X

X

...

...

...

X

X

X

X

Avoidable cost of transmission losses

X

X

X

X

...

...

...

X

X

II. Avoidable capacity add-on

...

...

...

Avoidable generation capacity cost

X

0

0

0

0

0

0

Total

...

...

...

X

X

X

X

X

X

Notes:

- X = applied with value other than 0; 0 = not applied.

- Avoidable cost tariff schedule is not inclusive of water resource taxes, forest environment service fee and value-added taxes. The Buyer shall be responsible for paying to the Seller for all taxes and forest environment service fee as mentioned above;

...

...

...

Table 2. Ceiling and Floor price tariff schedule in application of risk-sharing mechanism

Dry season

Rainy season

Peak hours

Normal hours

Low hours

Peak hours

...

...

...

Low hours

Excess electrical energy

Tariff schedule in the year when the contract is signed (N)

X₁

X₂

X₃

X₄

X₅

X₆

...

...

...

Ceiling price (applied until month of year N+k)

1.1x₁

1.1x₂

1.1x₃

1.1x₄

1.1x₅

1.1x₆

1.1x₇

Floor price (applied until month of year N+k)

...

...

...

0.9x₂

0.9x₃

0.9x₄

0.9x₅

0.9x₆

0.9x₇

- Where, k is the duration of risk-sharing mechanism since the year when the PPA is signed (no more than 12 years)

ANNEX II

...

...

...

1. Avoidable electrical energy costs

Steps of calculating avoidable electrical energy costs:

a) Calculate average fuel cost per month (VND/kWh) of individual thermopower plants in tariff schedule year, except for BOT, IPP thermopower plants that have been committed to an off-take agreement, and oil-fired power plants. Total monthly fuel cost of thermopower plants and busbar electrical energy is supplied by relevant thermopower plants.

For power plants with fuel costs subject to fluctuation of global fuel price, the fuel costs used to calculate variable costs shall be subject to ceiling level as 110% of average fuel cost in the year before tariff schedule year of such plant.

b) With each hour of tariff schedule year, rank in ascending order the variable costs of base-load and intermediate-load thermopower plants (except BOT, IPP plants committed to off-take agreement) to determine marginal costs of the plant; Variable costs are determined based on average fuel cost per month of thermopower plants.

c) Total generation capacity of the system in tariff schedule year is symbolized as (P).

d) Reference capacity P* is calculated as F_a x P with F_a as theadjustment factor for marginal energy portion of load chart proposed by the system and market operator and selected between F_o; 0,4;

Where:

...

...

...

X: Total electrical production of combined cycle gas turbine power plants (except BOT power plants) in tariff schedule year;

P_i : Average gas price (USD/mmBTU) of combined cycle gas turbine power plants with gas price subject to global fuel price in tariff schedule year;

dd) With each hour of tariff schedule year, cMj electrical energy price is calculated based on expenses of plants of high cost price and calculated according to reference capacity P* (excluding plants prescribed in Point d this Clause)

e) Electrical energy price is adjusted according to growth rate of fuel cost in tariff schedule year; Annual fuel cost growth rate is determined in order of priority as follows:

- According to contracts for supply of fuel to peak-load plants in the system;

- According to market price with clear and reliable reference sources permitted to apply by Electricity Regulatory Authority;

- Proposed by the system and market operator and permitted to apply by Electricity Regulatory Authority;

g) With every period of time in proportion to six time components of the avoidable cost tariff schedule, annual average price is calculated as average of cMj in each period of time.

h) Excess electrical energy is calculated as 50% of the price in low hours in rainy season.

...

...

...

Calculation of avoidable cost of transmission losses as follows:

a) With every hour of year, conditions for operation of the system are determined on the basis of capacity of 500kV line running through boundaries distinguishing loads in three regions (North-Central region and South-Central region).

b) For the reason that on the 500 kV line always exists a certain transmission capacity stream, "balance' does not mean 'zero' but a capacity stream (regardless of direction) on a threshold value. This thresh is based on conditions for adjustment to voltage and stabilization of electricity system.

c) Any plant qualified to be connected to the Northern grid that receive electricity from the Central grid via the 500 KV line shall receive payment for transmission losses.

d) Any plant qualified to be connected to the Central grid that receive electricity from the Southern grid via the 500 KV line shall receive payment for transmission losses.

dd) The plant shall be penalized for transmission losses in remaining cases.   With every hour of year, avoidable cost of transmission losses (T) is calculated as follows:

If the power plant is connected to the Northern grid:

T_B = C_M (1 + λ_B)(1 ± λ₅₀₀) - C_M

If the power plant is connected to the Central grid:

...

...

...

If the power plant is connected to the Southern grid:

T_N = C_M (1 + λ_N) - C_M

Where:

C_M

=

Average fuel cost per month of peak-load gas-powered thermoelectric generating station in the system (VND/kWh)

λ_B, λ_T, λ_N

...

...

...

Respective loss ratio on Northern, Central and Southern transmission system and 220Kv voltage class including transformer losses

Λ₅₀₀

=

Average loss ratio on 500kV line including transformer losses

T_B, T_T, T_N

=

Respective avoidable cost of transmission losses on Northern, Central and Southern grids (VND/kWh)

...

...

...

3. Avoidable capacity add-on of avoidable cost tariff schedule

Avoidable capacity add-on is determined as capacity add-on of thermopower plants being replaced with renewable energy – run small electrical sources. Alternative thermopower plants shall be selected by Electricity Regulatory Authority based on national electricity development planning in each period on the basis of allowable expenses for investment, maintenance and operation. Indicators for calculating avoidable capacity cost:

Investment costs of base year that is based on allowable investment costs of selected thermopower plants;

- Slippage factor for investment cost is based on Manufactures Unit Value Index (MUV) announced by the World Bank on www.worldbank.org;

- Economic life of thermopower plants is based on regulations on methods of determining electricity generating cost issued by the Ministry of Industry and Trade;

- Discount rate I (WACC) is 10%/year;

- Fixed expenses for maintenance and operation in the base year are based on fixed expenses for maintenance and operation of selected plants or equivalent;

- Slippage factor of annual fixed operation and maintenance cost is 2.5%/year;

- Annual fixed operation and maintenance costs do not include water resource taxes, environmental protection fees and other relevant taxes according to applicable regulations;

...

...

...

- US$ exchange rate in tariff schedule year is based on average per day and selling US$ exchange rate at closing time in headquarter of Joint Stock Commercial Bank for Foreign Trade of Vietnam.

Avoidable capacity cost is based on transmission losses in following formula:

AGC* = AGC (1+λ₂₂₀) (1-λ₅₀₀)

Where:

AGC*

:

Avoidable generation capacity cost adjustable according to transmission losses

Λ₂₂₀

:

...

...

...

_Λ500

:

Average loss ratio on 500kV line including transformer losses at peak hours in dry season;

AGC

:

Avoidable capacity cost

Value AGC* is calculated and applied in case of peak hours in dry season (h_d).

Avoidable generation capacity price (VND/kWh) is determined in following formula:

Avoidable generation capacity cost (VND/kWh) = AGC*/h_d

...

...

...

ANNEX III

METHOD OF CALCULATION OF LOSSES ON TRANSMISSION LINES IN CASE CONNECTION POINT AND MEASUREMENT POINT ARE LOCATED APART
(Enclosed with the Minister of Industry and Trade’s Circular No. 32/2014/TT-BCT)

1. In case connection point and measurement point are located apart, amount of electrical energy received by the Buyer at the connection point (in kWh) during the billing period shall be adjusted according to average loss factor, calculated in following formula.

2. Following factors are used in calculation:

P: Installed capacity of the plant (MW);

Cos φ: Capacity factor of the plant;

A: Average electrical production per year of the plant kWh/year;

U: Rated voltage at busbar (kV);

R: Total resistance of transmission line (Ω), determined from technical documents of manufacturer for cables used as transmission lines at 25^oC;

...

...

...

T: Loss factor of step-up transformer (if the electrical meter is placed on primary side of step-up transformer); this factor shall have value 'zero’ if the electrical meter is placed on secondary side of step-up transformer;

X refers to electrical energy according to indicators of the electrical meter installed at the plant during the invoice period (kWh).

XL refers to amount of electrical energy received at the connection point during the invoice period after subtracting losses in transmission lines and step-up transformers (kWh).

3. Formula for calculating average loss factor of transmission line as follows:

Where:

4. Amount of electrical energy for which the Buyer shall pay to the Seller (XL) is calculated in following formula:

...

...

...

ANNEX IV

SPECIMEN PPA APPLYING TO AVOIDABLE COST TARIFF SCHEDULE
(Enclosed with the Minister of Industry and Trade’s Circular No. 32/2014/TT-BCT)

TABLE OF CONTENTS

Article 1. Definition

Article 2. Delivery, receipt and purchase of electricity

Article 3. Connection, measurement and operation

Article 4. Invoices and payment

Article 5. Force Majeure

...

...

...

Article 7. Dispute settlement

Article 8. Entrusting, transfer and re-structuring

Article 9. Participation in electricity market

Article 10. Other negotiations

Article 11. Commitments

Annex A: Power purchase forms

Annex B: Technical specifications of power plants

Annex C: Requirements for connection to system

Annex D: Requirements prior to commercial operation

...

...

...

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

POWER PURCHASE AGREEMENT (PPA)

Pursuant to Law on Electricity dated December 03, 2004 and the Law on amendments to the Law on Electricity dated November 20, 2012;

Pursuant to the Law on Commerce dated June 14, 2005;

Pursuant to the Minister of Industry and Trade’s Circular No. …..…/2014/TT-BCT dated….regulating procedures on establishment and application of avoidable cost tariff schedule and promulgation of Power purchase agreement to small hydropower plants;

Pursuant to demands for power purchase of the two sides,

Today, on….., at…..

...

...

...

The Seller:………………..

Address:….

Phone number:……………………Fax:……………..

Tax code:….

Account:…………………Bank……………………….

Representative:…..

Job title:………………….(authorized by…..under the letter of authorization dated…….)

The Buyer:………………..

Address:….

...

...

...

Tax code:….

Account:…………………Bank……………………….

Representative:…..

Job title:………………….(authorized by…..under the letter of authorization dated…….)

Negotiate and sign the Power purchase agreement for purchase of electricity according avoidable cost tariff schedule as follows:

Article 1. Definition

In this Contract, some terms are construed as follows:

1. The Lender: Organizations, individuals that provide loans to the Seller or the Buyer for the implementation of this Contract. The list of lenders shall be informed to each other by the two parties according to Article 10 under this Contract.

2. Party or Parties: the Seller, the Buyer or the two Parties or any unit that assumes rights and obligations from one party or Parties under this contract.

...

...

...

4. Connection point: Position where the Seller’s line is connected to the Buyer’s electrical grid as agreed in Annex C of the contract.

5. Electricity delivery point: Position where the Seller’s sold output is measured.

6. Excess electrical energy means all amount of electricity energy produced during rainy season exceeds determined amount of electricity energy with a given load factor in rainy season.

7. Sold electrical energy: Amount of electrical energy generated at maximum capacity of a power plant minus amount of electrical energy required for self-feeding the power plant and losses, agreed to sell to the Buyer by the Seller on an annual basis according to Annex B of the contract (kWh).

8. Normal hours: Use time of day as prescribed in current written instructions on application of electricity retail price tariff schedule.

9. Peak hours: Use time of day as prescribed in current written instructions on application of electricity retail price tariff schedule.

10. Low hours: Use time of day as prescribed in current written instructions on application of electricity retail price tariff schedule.

11. Contract: includes this document and attached annexes.

12. Base interest rate: Vietnam interbank offered rates (VNIBOR) for a one-month term at the time of payment

...

...

...

14. Rainy season: a period of time in a year as prescribed in avoidable cost tariff schedule.

15. Contract year: Twelve months of calendar year starting from the first day of November and closing at the last day of December of the same year except in case of first contract year that starts from the day of commercial operation and closes at the last day of December of the same year. Last contract year closes at the last day of the contract duration.

16. Payment due date: Fifteen working days since the Buyer receives valid electricity bill from the Seller.

17. Commercial operation date: The day when the Seller informs the Buyer of delivery of electrical energy in accordance with the contract or the day when the Seller starts to deliver electrical energy to the Buyer in accordance with this contract and the Buyer should make payment for such amount of electricity.

18. Power plant: includes all electricity generating facilities, protective equipment, connecting equipment and relevant  utilities; land used for electrical works, utility works serving production of electricity owned by the Seller under this contract.

19. Electricity system regulatory unit: Electricity supplying units including the system and market operator, regional electricity system regulatory units, distributed electricity system regulatory units that are assigned to command, control electricity generating, transmitting and distributing units in the implementation of national electricity system operation process according to technical procedures, regulations and operational method.

20. Electricity system operation process: Circulars, processes on electricity system operation standards, conditions and procedures on connection to electrical grids, regulation and operation of electricity system, measurement of electrical energy in the electricity transmission and distribution system.

21. Norms and standards in electricity sector: Regulations, standards and practices applied in electricity sector promulgated by Vietnam’s competent agencies/organizations or regulations, standards promulgated by international agencies, organizations, regional countries in accordance with laws of Vietnam, recommendations from equipment manufacturers with due account taken of conditions for materials, resources, fuel and techniques acceptable to electricity sector in Vietnam at a certain point of time.

22. Emergency case: refers to conditions or situations likely to disrupt the supply of electricity to the Buyer’s client including cases likely to cause major damage to the Buyer’s electrical system, threaten human life, properties or affect technical capability of the plant.  

...

...

...

1. Delivery of electricity

Since the commercial operation date, the Seller shall agree to sell and deliver electricity to the Buyer and the Buyer shall agree to purchase electricity from the Seller under this Contract.

2. Electricity price

Electricity price under this Contract is instructed in avoidable cost tariff schedule annually announced by Electricity Regulatory Authority and is instructed in the Ministry of Industry and Trade’s Circular No.  .../2014/TT-BCT.

3. Electricity purchase

The Seller agrees to operate the power plant with available capacity of the facilities in accordance with norms, standards of electricity sector, regulations on operation of electricity system and other relevant provisions. The Seller shall not take any responsibility for damage directly caused to the Buyer due to insufficient supply of electricity if the fault lies not with the Seller. If the Seller cuts electrical energy to sell to a third party or for the purpose of producing other forms of energy instead of electrical energy in power plants without written consent of the Buyer, it shall not be exempted from legal liability.

4. Operation plan

a) Before or on the date of implementation of this Contract, the Seller shall provide to the Buyer the chart of average generation capacity per year on the busbar on a monthly basis in accordance with conceptual design of power plants. For power plants, the Seller shall provide charts of generation capacity over years in the hydrographic data value chain in conceptual design of the power plant.

b) Before December 01 of the contract year, the Seller shall provide to the Buyer annual forecasts about operation, including:

...

...

...

- Downtime schedule

c) In case actual capacity and electrical energy as well as the time of delivery deviate from the forecasts (within 5%), the Seller shall not legally liable to the Buyer and not incur any payment or penalty. In case annual forecasts provided to the Buyer deviate by more than 5% from the chart of monthly generation capacity as prescribed in Point a, this Clause, the Seller should provide a written explanation of such deviation to the Buyer including hydrographic data or other relevant figures as foundations for above deviation.

d) The Seller should provide daily electricity forecasts to the Electrical system regulatory unit as requested.

5. Downtime

a) The Seller should inform the Buyer of planned unavailability of the plant for repairs three months in advance. The Buyer should discuss downtime schedule with the Seller before the plant is not working.

b) The Seller should make early notice to the Buyer about unexpected unavailability of the plant  including downtime and comply with regulations on operation of electricity system.

6. Operation of electrical grid

The Buyer and Seller shall carry out operation and maintenance of electrical grid and equipment connecting to power plants within scope of assets management in accordance with regulations on distribution grids, transmission grids, norms and standards of electricity sector, regulations on operation of electricity system to ensure purchase of electricity under the Contract. The Buyer should discuss and agree with the Seller on balance of loads and stabilization of voltage to distribution grids to ensure maximum loading capacity of distribution grids and transmission grids.

With respect to areas connected to electrical grids from abroad, areas of transmission line overload, the Buyer and Seller shall discuss the time of applying peak hour prices on principle of ensuring adequate peak hours as prescribed.

...

...

...

The Buyer shall not be liable for buying and receiving electricity in following cases:

a) The power plant fails to comply fully with regulations on distribution grids, transmission grids, norms and standards of electricity sector, regulations on operation of electricity system when carrying out operation and maintenance.

b) The Buyer is in the process of installing, repairing equipment, replacing, assessing or inspecting distribution grids, transmission grids directly related to connection to the power plant.

c) The Buyer’s distribution grids and transmission grids or system connecting direct to them have a problem.

d) The Buyer’s distribution grids, transmission grids need supports to restore operation capacity in accordance with regulations on distribution grids, transmission grids, regulations on operation of electricity system, norms and standards of electricity sector.

8. Interruption to delivery of electricity

The Seller may suspend or cut amount of electricity sold and delivered to the Buyer in case installation or repairs to equipment, replacement, assessment, inspection or implementation of repairs to power plants facilities directly affect delivery of electricity to the Buyer.

The Seller should make prior notice to the Buyer about suspension or cut of amount of electricity delivered at least 10 days.

9. Coordination

...

...

...

10. Capacity factor

The Seller agrees to operate the power plant in consistence with the Buyer’s electrical grids to deliver electricity at the delivery point (where electricity is delivered) with voltage level and capacity factor from 0.85 (corresponding to reactive power generation mode) to 0.9 (corresponding to reactive power receiving mode) as prescribed in Annex C. Unless otherwise as required by the Buyer, the Seller’s power plant should be operated with capacity factor determined according to regulations on distribution grids at the delivery point to the Buyer.

11. Consistent operation

The Seller shall be responsible for making a written notice to the Buyer at least 30 days before the first synchronization of generating stations of the Seller’s power plants with the Buyer’s grids. The Seller should coordinate operation with the Buyer at the first synchronization and subsequent ones.

12. Standards

The Buyer and Seller should comply with regulations relating to delivery and receipt of electricity, regulations on measurement of electricity and relevant legislative documents.

13. Changes of commercial operation date

Within from six to 12 months before the date of commercial operation as stated in Annex B, the Seller should officially re-confirm change to commercial operation date.

Article 3. Connection, measurement and operation

...

...

...

The Seller shall be responsible for investing and installing facilities to transmit and deliver electricity to the Buyer at the delivery point in accordance with regulations on distribution grids and other relevant provisions. The Buyer shall be responsible for cooperating with the Seller in implementing the installation.

2. Connection

a) The Seller shall be responsible for carrying out investment, construction, operation and maintenance of connection facilities to connect the power plant to SCADA system in accordance with regulations on distribution grids and other relevant provisions. The Seller shall incur expenses for upgrading measurement system at electrical substation to measure effective and reactive power in two directions on distribution lines connected to power plants as prescribed in Annex C under this Contract.

b) The Buyer is entitled to consider design and examine sufficiency of protective equipment. The Buyer should make a written notice to the Seller about the result of assessment within 30 days since receipt of all technical documentation relating to design. The Buyer should make a written notice about all detected design errors. The Seller shall implement amendments and supplements proposed by the Buyer in accordance with regulations on distribution grids, transmission grids according to voltage class connected to the plant.

c) The Buyer shall be responsible for allowing the Seller’s power plant to be connected to the Buyer’s grids after the Seller has completed all amendments and supplements proposed by the Buyer and cooperating with the Seller in completing trial operation and acceptance testing of the power plant.

3. Connection standards

Facilities of the Seller and Buyer should be installed, operated and connected according to regulations on distribution grids.

4. Inspection of implementation of connection standards

Upon receipt of notices as prescribed, one party shall be entitled to inspect connection facilities of the other party to ensure compliance with regulations on distribution grids This inspection should not affect operation of the inspected party. If facilities of the inspected party fail to meet requirements for operation and maintenance, the inspecting party should make notifications to the inspected party about adjustments to be made. The inspected party shall be responsible for taking necessary remedial measures at the request of the inspecting party.

...

...

...

The Seller should install capacity factor correction capacitors for each exciter generator (if any). Such capacitors should be closed and opened simultaneously with each exciter generator. Capacitor value in KVAr should ensure highest standard value yet not beyond requirements for no KVAr loads of generators.  The Seller shall pay to the Buyer expenses for electricity consumed to operate exciter generator according to retail price of corresponding voltage class in case such amount of electricity is taken from the Buyer’s grids. This payment is instructed in Article 4 under this Contract.

6. Measurement

a) The Seller shall:

- Carry out installation and maintenance of main and backup measurement instruments used to measure electricity and issue invoices;

- Provide locations for installation of measurement instruments if the connection point is located at the power plant.

b) Measurement instruments should:

- Accord with regulations on measurements and other relevant regulations;

- Be able to store and record effective and reactive power in two directions;

- Be able to transmit data to locations at the request of the Buyer;

...

...

...

7. Meter indicator reading

Both the Buyer and Seller shall record meter indicators on a monthly basis (or on a regular basis agreed by the two parties)

After a notification is made as prescribed, the Buyer may enter the power plant or location of the measurement instruments to read indicators, inspect the meter and perform other activities relating to the execution of the obligations under this Contract. Entrance of the Buyer into the power plant should ensure not to affect normal activities of the Seller. Personnel or inspectors appointed by the Buyer should comply with regulations on safety and rules of the power plant upon entering the power plant.

8. Accuracy of measurement instruments

All measurement instruments of the power plant should be regularly inspected in accordance with regulations on inspection cycle of measurement instruments. Inspection fee shall be incurred by the Seller. In case of need, one party may propose inspection of accuracy of any measurement instrument. Inspection fee shall be incurred by the proposing party. Result of inspection shall be informed to the other party on request. In case tolerance of measurement instruments is found greater than permissible limit, the Seller shall be responsible for making corrections or replacing and refunding outstanding amount from the proceeds to the Buyer plus basic interests of such outstanding amount and expenses for inspection of the measurement equipment.

Each party shall be notified in advance and entitled to delegate somebody to participate in removing seals, inspecting and affixing the meter with lead seal. In case one party confirms that the meter is damaged or fails to work, such party should make immediate notification to the other party.

9. b) Inspection of measurement equipment

Inspection of measurement equipment or confirmation of accuracy of measurement equipment shall be carried out according to regulations on measurement by competent bodies or as appointed. The inspection shall be carried out before the equipment is put into use for the first time. All measurement equipment shall be affixed with lead seal and locked after inspection and the Buyer is entitled to witness this process.

10. Transfer ownership of electricity

...

...

...

11. Operation

The Seller should comply fully with regulations on distribution grids, transmission grids, norms and standards of electricity sector, regulations on operation of electricity system and other relevant provisions when carrying out operation of the power plant.

Article 4. Invoices and payment

1. Invoices

On a monthly basis (or on a regular basis agreed by the two parties), both the Buyer and Seller shall record meter indicators on the day as agreed to determine amount of electricity delivered and received in a month. The Seller shall record meter indicators according to forms with confirmations by the Buyer and deliver the result accompanied by invoices (including distribution price that the Seller has to pay to the Buyer) in writing (or by facsimile succeeded by an official dispatch, or a copy of the official dispatch delivered by post) to the Buyer within 10 working days since the recording of meter indicators.

2. Payment

The Buyer shall make payment to the Seller for all the amount of electricity received no later than payment due date as prescribed in Clause 16, Article 1 and according to the tariff schedule as prescribed in Annex A under this Contract. Any amount of money as agreed by the parties that is not paid within the term as stated above shall incur monthly basic interests for all the late payments, effective after payment due date (except in cases of disputes over payment invoices).

In case the Buyer does not read meter indicators along with the Seller as prescribed in Clause 1, this Article, the Buyer shall be also responsible for fulfilling payment obligations for the amount of electrical energy delivered and received as prescribed.

The Seller shall make payment to the Buyer for distribution price under the Contract (if any).

...

...

...

If the data required for determination of amount of electricity or payments owed by the Buyer is inadequate except for cases as prescribed in Clause 4, this Article, the Seller should estimate such data and make adjustments to the next actual payments.

4. Order of application and replacement of meter indicator

To determine amount of electricity received and accepted by the Buyer in a payment term, recording of electrical output, making invoices and payments shall be based on estimated figures in following order:

a) Indicators of main electrical meters in power plants in the payment term with voltage class in accordance with provisions set out in Clause 8, Article 3 under this Contract.

b) Indicators of backup electrical meters in power plants with voltage class in accordance with provisions set out in Clause 8, Article 3 under this Contract.

c) When all the meters fail to record the amount of electricity delivered and received, the amount of electricity should be estimated based on average amount of electricity per month (if any) in the same payment term of the year before the contract year and adjustments should be made appropriately to specific invoicing stages according to corresponding available figures that affect the plant’s generation capacity such rain fall, flow of incoming water, actually consumed amount of fuel, average heat loss rate, number of operation hours, up-time of generating stations (hereinafter referred to as ‘operational parameters’) during the failure of the meters.

When reliable figures are not available, the amount of electricity should be estimated based on average amount of electricity per month in six payment terms before the failure of the meter (or less if the plant’s operation period is less than six months) and adjusted according to the downtime or operational parameters.

5. Invoice disputes

In case one party does not agree on whole or part of the invoice for electrical production or amount of money to be paid, such party may make a written notice to the other party within one year since receipt of the valid invoice.

...

...

...

If the Buyer is found not at fault, the Seller shall be responsible for refunding all arbitration fees plus monthly basic interests from the receipt of the payments to the date of payment of arbitration fees unless the Buyer is yet to make any payment to the Seller.

All the payments as prescribed in this Clause shall be fulfilled within 15 days since final decision on the dispute is given according to Article 7 under this Contract.

Article 5. Force Majeure

1. Force Majeure

Force majeure events under this Contract refer to the events occurring out of control and not caused by failure, carelessness or irresponsibility of one party in the fulfillment of obligations under the contract, including following events:

a) Decisions issued by competent agencies affecting fulfillment of obligations by one party;

b) After the date of commercial operation, the Seller fails to obtain licenses or approvals from competent state agencies even though a lot of efforts are appropriately made.

c) Natural disasters, conflagration, fire and explosion, floods, tsunami, epidemic diseases or earthquakes;

d) Violence, rebellion, fighting, acts of hostility, sabotage, embargo, blockage, isolation or any act of war or community hostility whether the war is declared or not;

...

...

...

e) Other uncontrollable events;

2. Cases not cited as force majeure events:

Following cases shall be not considered as force majeure events:

a) A breach of the Contract committed by one party prior to the force majeure event;

b) Late payments;

c) One party fails to fulfill its obligations under the Contract for the reason that such party fails to comply strictly with norms of electricity sector and regulations on distribution grids.

3. Negotiations on force majeure events

In case of a force majeure event, the party that cites the event should:

a) Make an immediate notice to the other party about the force majeure event, providing causes, evidence, expected duration and impact of the event on the performance of obligations.

...

...

...

c) Immediately take necessary remedial measures and provide evidence of the remedial work;

d) Take necessary measures to minimize damaging effects on the parties under the Contract;

dd) Make immediate notification to either party about the end of the force majeure event;

4. Consequences of force majeure events

In case the breaching party has taken all necessary measures as prescribed in Clause 3, this Article yet failed to fulfill part or whole of its obligations under this Contract because of the force majeure event, the breaching party shall be exempted from liability for performance of the obligations under the Contract because of the force majeure.

5. Duration of a force majeure event

In case one party fails to perform its obligations under the Contract due to a force majeure event for a year, the other party may unilaterally terminates the Contract after 60 days since the issue of a written notice unless such obligations are fulfilled within the abovementioned 60 days;

Article 6. Contract duration, events to affect contract performance, compensations for damage and suspension of contract performance

1. Contract duration

...

...

...

2. Events to affect contract performance by the Buyer

a) The Seller fails to fulfill the date of commercial operation as prescribed in Annex B within three months except in cases of force majeure.

b) The Seller falls into the state of dissolution or bankruptcy.

c) The Seller fails to perform or comply with terms and conditions of the Contract within 60 days since the Buyer issues a written notice.

In case the Seller or the Seller’s lender is unable to remedy the event (that affects contract performance) within 60 days even though lots of efforts are made, the Seller or the Seller’s lender shall be granted an extension of the remedial work for a maximum of one year since a written notice about the event is issued. The Seller should keep completing the remedies to the event as soon as possible unless otherwise as prescribed in Article 5 under this Contract.

d) The Seller fails to carry out the payment for a non-disputing amount under the Contract when due and such failure keeps lasting for more than 90 days without proper reasons.

dd) The Seller rejects effect of part or whole of the Contract.

e) The Seller seriously violates its commitments as prescribed in Article 10 under this Contract.

3. Events to affect contract performance by the Seller

...

...

...

b) The Buyer fails to perform or comply with terms and conditions of the Contract within 60 days since the Seller issues a written notice.

In case the Buyer or the Buyer’s lender is unable to remedy the event (that affects contract performance) within 60 days even though lots of efforts are made, the Buyer or the Buyer’s lender shall be granted an extension of the remedial work for a maximum of one year since a written notice about the event is issued. The Buyer should keep completing the remedies to the event as soon as possible unless otherwise as prescribed in Article 5 under this Contract.

c) The Buyer fails to carry out the payment for a non-disputing amount under the Contract when due and such failure keeps lasting for more than 90 days without proper reasons.

d) The Buyer rejects effect of part or whole of the Contract.

dd) The Buyer seriously violates its commitments as prescribed in Article 10 under this Contract.

4. Process of remedial work for events affecting contract performance

a) In case an event affects the contract performance, the affected party shall make a written notice to the party that causes the event (hereinafter referred to as ‘the affecting party’) and its lender. In case the affected party cannot deliver a written notice to the affecting party’s lender, the affected party may request the affecting party to make a written notice about the event to its lender. The affecting party and its lender should cooperate together in remedying the event.

b) The affecting party’s lender may appoint a third party or act as a replacement for the affecting party to carry out remedial work but a written notice should be made to the affected party. In this case, the replacement should not increase financial burden on the affected party. The affected party should accept the replacement or appointment of a third party for the remedial work by the lender.

5. Compensations for damage

...

...

...

b) The affected should prove the loss, level of damage caused by the event and the direct interests that the affected party would have received if the event had not occurred.

6. Suspension of contract performance

In case the event cannot be remedied according to Clause 4, this Article, the affected party may keep requesting the affecting party to carry out the remedial work or suspend contract performance by delivering a prior notice to the affecting party. After the choice on suspension of contract performance is made by the affected party under this Contract, the parties shall be exempted from contractual obligations except the cases as stated in Clause, this Article and the affected party may request compensations for the caused damage from the affecting party.

If the Seller is the affected party that chooses to suspend contract performance, the damages shall be calculated as the Seller's amount of electricity actually generated for one preceding year until the time of suspension.

Article 7. Dispute settlement

1. In case a dispute arises under the Contract, the party that initiates the dispute (hereinafter referred to as ‘the disputing party') should make a written notice to the other party about content of the dispute. The parties shall be responsible for settling the dispute within 60 days since the disputing party issues the written notice. For disputes on payment of expenses, the parties shall be responsible for organizing discussion within 15 days. The parties may carry out negotiations on extension of discussion for settlement of the dispute.

2. In case the two parties can not settle the dispute within the period of time as prescribed in Clause 1, this Article, the two parties may transfer the case to Electricity Regulatory Authority or other arbitration agencies agreed by both parties for the settlement of the dispute according to relevant law provisions.

Article 8. Entrusting, transfer and re-structuring

1. Entrusting and transfer

...

...

...

In case the Seller transfers or entrusts contract performance, a written approval should be obtained from the Buyer except in the case that the Seller entrusts part or whole of the contract to the lender for the purpose of getting loans, purchasing facilities or constructing power plant. If the Seller’s entrusted portion has a value approximately equal to operatable equipment, that entrusting shall be legal under this Contract.

Within five years since the two parties complete procedures on entrusting and transfer, the entrusting or transferring party should make a written notice to the other party about the entrusting or transfer.

2. Re-structuring

In case the re-structuring of electricity sector affects rights and obligations of the Seller or the Buyer under this Contract, the contract performance shall be transferred to other receiving units. The Buyer shall be responsible for ensuring that the receiving units continue to fulfill obligations for purchase or distribution of electricity as well as other rights and obligations under this Contract.

Article 9. Participation in electricity market

1. Rights to participate in electricity market

The Seller as owner of small hydropower plants meeting requirements as prescribed in Article 9 hereof shall have the right to choose to participate in electricity market.

2. Termination and liquidation of Contract to participate in electricity market

To participate in electricity market, besides currently applying the avoidable cost tariff schedule and having signed the PPA, the Seller should sign an agreement with the Buyer for termination and liquidation of the Contract ahead of time according to terms and conditions of the Contract signed between the two parties and relevant law provisions;

...

...

...

1. Amendments to Contract

The parties should not make any amendment or supplement to this Contract unless otherwise as agreed in writing with confirmations from the parties’ competent persons.

2. Responsibility for cooperation

The Seller shall be responsible for performing legal procedures in relation to power plants. The Buyer shall be responsible for cooperating with the Seller in obtaining licenses, permission and approvals from competent state agencies for plant location, fuel, control of natural resources, investment, transmission or delivery of electricity, ownership and operation of power plants, including provision of additional documents and implementing other necessary legal activities to fulfill the parties’ obligations.

3. Completed contract

This Contract is an agreement finalized and signed between the parties and supersedes related information or issues previously discussed.

4. Applicable laws

Interpretation and execution of this Contract are instructed in the laws of Vietnam.

5. Waiver of rights

...

...

...

6. Notices

Any notice, invoice or information exchanged during the implementation of this Contract should clearly specify date of establishment and relevance to the Contract. Notices, invoices and information exchanged should be made in writing and delivered by post or facsimile. Notices, invoices and information exchanged should be delivered to following address:

a) The Seller: General Director, ________________,________, Vietnam;

b) The Buyer:, ________________,________, Vietnam;

c) For notices including notices of appointment of lender, the parties may specify the sender’s address or other recipients’ according to the manner as prescribed in this Clause.

8. Confidentiality

The Buyer agrees to keep confidential all the information of power plants as prescribed in the annexes, except in the case that such information is previously announced by the Seller and Electricity Regulatory Authority.

9. Contract termination

This Contract shall be terminated in following cases:

...

...

...

b) One party may terminate the Contract if the other party fails to perform its obligations under the Contract for a period of one year as a result of force majeure. In this case, the termination of contract shall be instructed in Clause 5, Article 5 under this Contract.

c) When the Seller participates in electricity market.

Article 11. Commitments

The two parties shall undertake to execute this Contract as follows:

1. Either party shall be legally established to perform business in Vietnam.

2. Signing and execution of this Contract by either party shall accord with requirements of electricity operation license issued by competent agencies and other law provisions.

3. Either party shall not have any legal or administrative acts to hinder or affect the execution of the Contract by the other party.

4. This Contract stipulates legal and compulsory obligations of the parties according to terms and conditions of the Contract.

5. The signing and execution of this Contract by either party shall not violate any term and condition of the other contract or part of the document of the other contract to which such party is a participant.

...

...

...

REPRESENTATIVE OF THE SELLER

(Job title)

(Signature and stamp)

(Full name)

REPRESENTATIVE OF THE BUYER

(Job title)

(Signature and stamp)

(Full name)

...

...

...