Thông tư 57/2020/TT-BCT phương pháp xác định giá phát điện hợp đồng mua bán điện

• Số hiệu: 57/2020/TT-BCT
• Loại văn bản: Thông tư
• Nơi ban hành: Bộ Công thương
• Người ký: Đặng Hoàng An
• Ngày ban hành: 31/12/2020

BỘ CÔNG THƯƠNG -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: 57/2020/TT-BCT	Hà Nội, ngày 31 tháng 12 năm 2020

THÔNG TƯ

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

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

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

Căn cứ 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 phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện.

Chương I

QUY ĐỊNH CHUNG

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

1. Thông tư này quy định về:

a) Phương pháp xác định giá phát điện, Hợp đồng mua bán điện cho các loại hình nhà máy điện quy định tại khoản 2 Điều này.

b) Trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện.

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

a) Nhà máy điện đấu nối với hệ thống điện quốc gia có tổng công suất lắp đặt trên 30MW, các nhà máy điện có công suất lắp đặt từ 30MW trở xuống tự nguyện tham gia thị trường điện;

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

c) Thông tư này không áp dụng đối với nhà máy thủy điện nhỏ áp dụng biểu giá chi phí tránh được, nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu, nhà máy điện độc lập được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao (BOT), nhà máy điện chỉ cung cấp dịch vụ phụ trợ, nhà máy điện sinh khối, nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời, nhà máy điện rác và nhà máy điện sử dụng chất thải rắn;

Các nhà máy điện khác khi chưa có cơ chế riêng do Thủ tướng Chính phủ và Bộ Công Thương quy định thực hiện theo quy định tại Điều 9 Thông tư này.

Điều 2. Giải thích từ ngữ

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

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

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

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

4. Chi phí đấu nối là chi phí đầu tư xây dựng các hạng mục đường dây và trạm biến áp từ sân phân phối của nhà máy điện tới Điểm đấu nối.

5. Chi phí đấu nối đặc thù là chi phí do Chủ đầu tư thực hiện hoặc được phân bổ để:

a) Xây dựng đường dây và trạm biến áp từ sân phân phối của một số nhà máy điện để tải công suất của một số nhà máy điện đến Điểm đấu nối khi được cơ quan Nhà nước có thẩm quyền giao đầu tư xây dựng.

b) Xây dựng đường dây và trạm biến áp từ sân phân phối của nhà máy điện đến Điểm đấu nối theo thỏa thuận giữa Chủ đầu tư và Bên mua.

6. Điểm đấu nối là điểm nối trang thiết bị, lưới điện và nhà máy điện vào hệ thống điện quốc gia. Tùy thuộc vào cấu trúc lưới điện, đường dây đấu nối, điểm đấu nối được xác định là một trong những điểm như sau:

- Đối với đường dây trên không, điểm đấu nối là điểm cuối của chuỗi sứ đỡ treo dây xuất tuyến nối vào dao cách ly của trạm điện hoặc sân phân phối của nhà máy điện.

- Đối với cáp ngầm, điểm đấu nối là đầu cốt trụ sứ dao cách ly phía xuất tuyến của trạm điện hoặc sân phân phối của nhà máy điện.

Trường hợp điểm đấu nối khác với quy định trên, điểm đấu nối thay thế do Bên bán thỏa thuận với đơn vị phân phối điện hoặc đơn vị truyền tải điện.

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

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

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

10. Hai bên là Bên bán và Bên mua trong hợp đồng mua bán điện.

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

12. Hợp đồng mua bán điện (PPA) là hợp đồng áp dụng cho việc mua bán điện của từng nhà máy điện quy định tại Phụ lục 3 Thông tư này.

13. Hợp đồng mua bán khí (GSPA) là hợp đồng mua khí giữa bên bán khí và chủ mỏ để mua khí thiên nhiên khai thác trong nước cung cấp cho bên mua khí (các hộ tiêu thụ khí hạ nguồn).

14. Hợp đồng bán khí (GSA) là hợp đồng bán khí giữa bên bán khí với các hộ tiêu thụ khí hạ nguồn.

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

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

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

18. Nhà máy điện khác là các nhà máy điện không thuộc đối tượng áp dụng quy định tại điểm a và điểm c khoản 2 Điều 1 Thông tư này.

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

20. Ngày khởi công xây dựng công trình là ngày Bên bán đủ điều kiện để khởi công xây dựng công trình theo quy định của Luật xây dựng.

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

22. Tổng mức đầu tư là toàn bộ chi phí đầu tư xây dựng của dự án được xác định theo quy định của pháp luật hiện hành, phù hợp với thiết kế cơ sở và các nội dung khác của Báo cáo nghiên cứu khả thi đầu tư xây dựng. Nội dung tổng mức đầu tư xây dựng gồm chi phí bồi thường, hỗ trợ và tái định cư (nếu có); chi phí xây dựng; chi phí thiết bị; chi phí quản lý dự án; chi phí tư vấn đầu tư xây dựng; chi phí khác và chi phí dự phòng cho khối lượng phát sinh và trượt giá.

23. Tổng mức đầu tư điều chỉnh là tổng mức đầu tư có hiệu lực tại thời điểm đàm phán giá điện, trong đó giá trị tổng mức đầu tư điều chỉnh để tính toán giá điện khi điều chỉnh dự án đầu tư xây dựng trong các trường hợp cụ thể như sau:

+ Do ảnh hưởng của thiên tai, sự cố môi trường, địch họa, hỏa hoạn và các yếu tố bất khả kháng khác;

+ Xuất hiện yếu tố mang lại hiệu quả cao hơn cho dự án khi đã được chủ đầu tư chứng minh về hiệu quả tài chính, kinh tế - xã hội do việc điều chỉnh dự án mang lại;

+ Khi quy hoạch xây dựng thay đổi có ảnh hưởng trực tiếp tới dự án;

+ Khi chỉ số giá xây dựng do Bộ Xây dựng, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh công bố trong thời gian thực hiện dự án lớn hơn chỉ số giá xây dựng được sử dụng để tính dự phòng trượt giá trong tổng mức đầu tư dự án được duyệt;

+ Khi điều chỉnh chủ trương đầu tư dẫn đến phải điều chỉnh dự án.

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

25. Thông tư 56/2014/TT-BCT là Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện; trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện.

Chương II

PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ PHÁT ĐIỆN

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

Điều 3. Nguyên tắc xác định giá phát điện

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

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

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

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

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

b) Giá đấu nối đặc thù: Do hai bên thỏa thuận và được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 8 Thông tư này.

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

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

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

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

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

P_C = P^CĐ + P^BĐ

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

P^CĐ = FC + FOMC_b

Trong đó:

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

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

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

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

Trong đó:

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

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

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

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

b) Đối với nhà máy thủy điện, chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên Năm cơ sở được tính trong giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác của Năm cơ sở nên P^BĐ bằng 0 (không).

3. Chi phí thí nghiệm, chạy thử, nghiệm thu của nhà máy điện:

a) Đối với chi phí thí nghiệm, chạy thử, nghiệm thu phát sinh trước ngày vận hành thương mại: Việc thanh toán chi phí thí nghiệm, chạy thử, nghiệm thu trước ngày vận hành thương mại do Hai bên thỏa thuận trên cơ sở Tổng mức đầu tư dự án được phê duyệt;

b) Đối với chi phí chạy thí nghiệm phát sinh trong quá trình vận hành nhà máy điện: Do Hai bên thỏa thuận.

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

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

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

a) Tổng mức đầu tư:

Tổng mức đầu tư là Tổng mức đầu tư có hiệu lực tại thời điểm đàm phán giá điện được sử dụng để tính toán giá điện, bao gồm toàn bộ chi phí thuộc trách nhiệm đầu tư của Bên bán tính đến Điểm đấu nối của nhà máy điện gồm các hạng mục:

- Nhà máy điện;

- Cơ sở hạ tầng, cầu cảng cho nhà máy điện, kho cảng nhập LNG (đối với nhà máy điện sử dụng nhiên liệu LNG), các chi phí liên quan khác và các chi phí được phân bổ cho dự án (nếu có);

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

b) Đời sống kinh tế: Theo quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này, trừ trường hợp có văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt đời sống kinh tế của dự án khác với quy định tại Thông tư này (năm);

c) Điện năng phát bình quân nhiều năm tại đầu cực máy phát:

- Đối với nhà máy nhiệt điện: Xác định theo công suất đầu cực máy phát theo thiết kế được duyệt và số giờ vận hành công suất cực đại bình quân nhiều năm (T_max) của nhà máy điện. T_max của nhà máy điện được xác định theo thiết kế được duyệt nhưng không thấp hơn T_max được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này, trừ trường hợp có văn bản phê duyệt của cơ quan nhà nước có thẩm quyền. Tỷ lệ suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện do Hai bên thỏa thuận trên cơ sở các tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị (kWh);

- Đối với nhà máy thủy điện: Xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt hoặc theo văn bản phê duyệt của cơ quan có thẩm quyền (kWh).

d) Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy điện, tổn thất đường dây từ máy biến áp tăng áp của nhà máy điện đến Điểm đấu nối (nếu có): Là giá trị nhỏ hơn của giá trị được xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt của nhà máy điện hoặc xác định theo tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị (%);

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

e) Tỷ lệ vốn chủ sở hữu, vốn vay và phân kỳ vốn đầu tư trong tổng mức đầu tư:

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

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

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

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

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

Trong đó:

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

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

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

Trong đó:

: Tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác tại Năm cơ sở gồm chi phí sửa chữa lớn, chi phí vật liệu phụ, chi phí dịch vụ mua ngoài, chi phí bằng tiền khác (đồng).

Trường hợp không xác định được tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác theo công thức tại khoản này, áp dụng phương pháp tính toán tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác TC_scl tại Năm cơ sở theo công thức sau:

TC_scl =VĐT_XD+TB x k_scl

Trong đó:

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

k_F,scl: Tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (%) của nhà máy điện do hai bên thỏa thuận nhưng không vượt quá quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này;

A_GN: Điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm giao nhận điện giữa Bên mua và Bên bán (kWh) và được tính toán như sau:

- Đối với nhà máy nhiệt điện:

Trong đó:

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

T_max: Số giờ vận hành công suất cực đại bình quân nhiều năm của nhà máy, được xác định theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều 5 Thông tư này (giờ);

t_td: Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy, tổn thất đường dây từ máy biến áp tăng áp nhà máy đến Điểm đấu nối với hệ thống điện quốc gia, được xác định theo quy định tại điểm d khoản 2 Điều 5 Thông tư này (%);

k_CS: Tỷ lệ suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện được xác định theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều 5 Thông tư này (%).

- Đối với nhà máy thủy điện:

Trong đó:

A_bq : Điện năng phát bình quân nhiều năm tại đầu cực máy phát, được xác định theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều 5 Thông tư này (kWh);

t_td : Tỷ lệ điện tự dùng, tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy và tổn thất đường dây từ máy biến áp tăng áp nhà máy đến Điểm đấu nối với hệ thống điện quốc gia được xác định theo quy định tại điểm d khoản 2 Điều 5 Thông tư này (%).

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

Trong đó:

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

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

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

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

TC_nc =VĐT_XL+TB x k_F,nc

Trong đó:

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

k_F,nc: Tỷ lệ chi phí nhân công (%) của nhà máy điện do hai bên thỏa thuận nhưng không vượt quá quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này;

A_GN : Điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm giao nhận điện giữa Bên mua và Bên bán và được tính toán theo quy định tại khoản 1 Điều này (kWh);

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

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

Trong đó:

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

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

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

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

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

Trong đó:

: Suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân của nhiên liệu chính do Hai bên thỏa thuận không cao hơn thiết kế cơ sở/thiết kế kỹ thuật tương ứng với tổng mức đầu tư sử dụng để tính toán giá điện hoặc thông số của nhà chế tạo thiết bị, được tính tương ứng với mức tải quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này;

: Giá nhiên liệu chính Năm cơ sở được quy định như sau:

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

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

Trong đó:

: Suất tiêu hao nhiên liệu tinh bình quân của nhiên liệu phụ (dầu) do hai bên thỏa thuận (kg/kWh);

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

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

Trong đó:

C_vlp: Tổng chi phí vật liệu phụ hàng năm của nhà máy điện được xác định theo khối lượng và đơn giá các loại vật liệu phụ sử dụng cho phát điện Năm cơ sở (đồng);

C_kd: Tổng chi phí khởi động bao gồm chi phí nhiên liệu, chi phí khác cho khởi động (đồng); số lần khởi động cho phép do Hai bên thỏa thuận trên cơ sở nhu cầu hệ thống điện và đặc tính vận hành của nhà máy điện;

C_k: Chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên hàng năm bao gồm chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên được tính trên cơ sở tổng vốn đầu tư xây dựng và thiết bị của nhà máy điện, tỷ lệ chi phí sửa chữa thường xuyên do Hai bên thỏa thuận nhưng không vượt quá quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này và chi phí nạo vét luồng vào cảng do Hai bên thỏa thuận (nếu có) (đồng);

A_GN­: Điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm giao nhận điện giữa Bên mua và Bên bán và được tính toán theo quy định tại khoản 1 Điều 6 Thông tư này (kWh).

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

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

Điều 8. Phương pháp xác định giá đấu nối đặc thù của nhà máy điện

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

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

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

Điều 9. Phương pháp xác định giá phát điện đối với các nhà máy điện khác

Đối với các nhà máy điện khác, căn cứ nguyên tắc xác định giá phát điện tại Mục 1 Chương này, Bên mua và Bên bán xây dựng phương án giá phát điện và hợp đồng mua bán điện phù hợp với thực tế của nhà máy điện, trình Cục Điều tiết điện lực kiểm tra, báo cáo Bộ Công Thương xem xét, quyết định.

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

Điều 10. Phương pháp xác định giá phát điện đối với nhà máy điện mà Hợp đồng mua bán điện đã hết thời hạn, nhà máy điện chưa hết đời sống kinh tế

Đối với các nhà máy điện mà Hợp đồng mua bán điện đã hết thời hạn nhưng nhà máy điện chưa hết đời sống kinh tế: Giá phát điện tại hợp đồng mua bán điện hiện tại được áp dụng tiếp cho các năm tiếp theo đến hết đời sống kinh tế.

Điều 11. Phương pháp xác định giá phát điện đối với nhà máy điện đã hết đời sống kinh tế

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

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

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

Điều 12. Phương pháp xác định giá phát điện đối với nhà máy điện đàm phán lại theo vốn đầu tư quyết toán

Đối với các nhà máy điện mà các bên có quyền đề nghị thực hiện đàm phán lại giá điện theo Vốn đầu tư quyết toán theo quy định tại khoản 2 Điều 28 Thông tư này: Sau khi xác định được Vốn đầu tư quyết toán, Bên bán có trách nhiệm gửi cho Bên mua hồ sơ liên quan đến Vốn đầu tư quyết toán. Hai bên thực hiện đàm phán lại giá điện theo các nguyên tắc sau:

1. Phương pháp xác định giá hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Điều 4 Thông tư này.

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

3. Giá hợp đồng mua bán điện để so với khung giá phát điện phải nằm trong khung giá phát điện của năm phê duyệt Vốn đầu tư quyết toán.

4. Giá phát điện áp dụng từ ngày vận hành thương mại của nhà máy điện, giá cố định từng năm thực hiện theo quy định tại Điều 13 Thông tư này, không thực hiện điều chỉnh giá cố định từng năm của các năm trước thời điểm hai bên ký kết hợp đồng sửa đổi, bổ sung hợp đồng mua bán điện theo giá điện xác định trên cơ sở Vốn đầu tư quyết toán.

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

Điều 13. Nguyên tắc xác định giá cố định từng năm của hợp đồng mua bán điện

1. Hai bên có quyền áp dụng giá cố định bình quân đã thỏa thuận cho các năm trong thời hạn hợp đồng.

Trường hợp hai bên thống nhất quy đổi giá cố định bình quân đã thỏa thuận thành giá cố định từng năm thì việc xác định các mức giá cố định này phải tuân thủ các nguyên tắc quy định tại khoản 2 Điều này.

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

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

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

Điều 14. Nguyên tắc điều chỉnh giá phát điện từng năm trong hợp đồng mua bán điện

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

a) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác được điều chỉnh theo tỷ lệ trượt chi phí bình quân quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này. Hai bên nghiên cứu, đề xuất cơ chế điều chỉnh thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác đối với các hạng mục có nguồn gốc ngoại tệ;

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

2. Hàng năm, căn cứ tổng vốn vay ngoại tệ, kế hoạch trả nợ vốn vay ngoại tệ, số liệu trả nợ gốc vay thực tế, tỷ giá quy đổi đã được hai bên thỏa thuận trong phương án giá điện, tỷ giá quy đổi thực hiện năm liền kề trước, hai bên thực hiện tính toán chênh lệch tỷ giá và đề xuất phương án thanh toán gửi Cục Điều tiết điện lực kiểm tra, trình Bộ Công Thương xem xét quyết định phương án thanh toán.

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

Trong đó:

m: Số loại ngoại tệ trong phương án giá điện hai bên thống nhất (loại);

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

D_i,j: Số nợ gốc ngoại tệ trả thực tế lần j của loại ngoại tệ i trong năm tính toán. Nợ gốc đã trả thực tế loại ngoại tệ i trong năm tính toán không lớn hơn nợ gốc loại ngoại tệ i tại năm tương ứng trong phương án giá điện hai bên thống nhất;.

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

λ_i,b: Tỷ giá quy đổi cơ sở loại ngoại tệ i hai bên thống nhất trong phương án giá điện (.../đồng).

Điều 15. Phương pháp xác định giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện tại thời điểm thanh toán

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

Trong đó:

FC_j: Giá cố định năm j được xác định theo khoản 1 Điều này (đồng/kWh);

FOMC_j,t: Giá vận hành và bảo dưỡng tháng t, năm j được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này (đồng/kWh);

: Giá biến đổi tháng t, năm j được xác định theo khoản 3 Điều này (đồng/kWh).

1. Giá cố định năm j FC_j được xác định theo quy định tại Điều 13 Thông tư này.

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

Trong đó:

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

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

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

Trong đó:

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

i: Tỷ lệ trượt giá thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác theo quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này;

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

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

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

Trong đó:

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

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

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

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

Trong đó:

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

i₁: Tỷ lệ trượt giá thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công, xác định theo tỷ lệ chỉ số giá tiêu dùng (CPI) năm (j-1) so với năm (j-2) do Tổng cục thống kê công bố trong tháng 12 năm (j-1) nhưng tối đa không vượt quá 2,5%/năm;

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

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

Trong đó:

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

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

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

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

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

Trong đó:

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

k_HR: Hệ số điều chỉnh suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân về điều kiện thực tế vận hành theo nhiệt độ nước làm mát và nhiệt độ môi trường do Hai bên thỏa thuận;

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

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

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

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

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

Trong đó:

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

i: Tỷ lệ trượt giá thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác theo tỷ lệ quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.

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

l: Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy.

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

Trong đó:

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

k_HR: Hệ số điều chỉnh suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân về điều kiện thực tế vận hành theo nhiệt độ nước làm mát và nhiệt độ môi trường do Hai bên thỏa thuận;

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

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

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

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

- Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng khí thiên nhiên: bằng bình quân gia quyền theo cước phí thu gom, vận chuyển, phân phối khí theo quy định;

- Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng nhiên liệu LNG: bằng bình quân gia quyền theo các Hợp đồng vận chuyển và Hợp đồng tồn trữ, tái hóa và phân phối LNG (nếu có).

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

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

Trong đó:

u: Thứ tự tổ máy của nhà máy điện;

U: Số tổ máy của nhà máy điện;

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

s: Trạng thái khởi động của tổ máy;

S: Số trạng thái khởi động của tổ máy;

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

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

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

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

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

Chương III

TRÌNH TỰ ĐÀM PHÁN VÀ KIỂM TRA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

Điều 16. Áp dụng Hợp đồng mua bán điện mẫu

1. Đối với các nhà máy điện mới và các nhà máy điện thực hiện đàm phán theo quy định tại Điều 10 Thông tư này, trên cơ sở Hợp đồng mua bán điện mẫu quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông tư này, Bên mua và Bên bán đàm phán thỏa thuận, thống nhất, bổ sung một số điều khoản phù hợp với điều kiện thực tế của nhà máy điện (nếu cần thiết).

2. Bên mua, Bên bán thống nhất và có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực kết quả đàm phán hợp đồng mua bán điện theo trình tự quy định tại Điều 19 Thông tư này.

Điều 17. Trình tự đàm phán hợp đồng mua bán điện

1. Đối với nhà máy điện mới, Hợp đồng mua bán điện giữa các bên phải được ký kết trước Ngày khởi công xây dựng công trình.

2. Bên bán có trách nhiệm lập hồ sơ đề nghị đàm phán hợp đồng mua bán điện gửi Bên mua để đàm phán và thực hiện các thủ tục để ký hợp đồng mua bán điện.

3. Trong thời hạn 15 ngày làm việc tính từ ngày nhận được đầy đủ hồ sơ hợp lệ đề nghị đàm phán hợp đồng mua bán điện của Chủ đầu tư, Bên mua có trách nhiệm tổ chức đàm phán hợp đồng mua bán điện với Bên bán. Kết thúc quá trình đàm phán hợp đồng mua bán điện, Hai bên phải ký tắt dự thảo hợp đồng mua bán điện.

4. Sau khi dự thảo hợp đồng mua bán điện được ký tắt, Bên mua, Bên bán thống nhất và có trách nhiệm lập hồ sơ báo cáo Cục Điều tiết điện lực kiểm tra hợp đồng mua bán điện.

Điều 18. Hồ sơ đề nghị đàm phán hợp đồng mua bán điện

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

a) Công văn đề nghị đàm phán hợp đồng mua bán điện;

b) Dự thảo hợp đồng mua bán điện theo mẫu quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông tư này và các đề xuất sửa đổi, bổ sung phù hợp với điều kiện thực tế của nhà máy điện (nếu có);

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

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

đ) Quyết định phê duyệt tổng mức đầu tư lần đầu của dự án hoặc Tổng mức đầu tư điều chỉnh của dự án có hiệu lực tại thời điểm đàm phán giá điện và các nội dung chính trong thiết kế cơ sở của dự án đầu tư có liên quan đến việc đàm phán hợp đồng mua bán điện, báo cáo thẩm định thiết kế cơ sở;

e) Thỏa thuận đấu nối nhà máy điện vào hệ thống điện quốc gia kèm theo phương án đấu nối của nhà máy điện; thỏa thuận SCADA/EMS và hệ thống thông tin điều độ; thỏa thuận hệ thống rơ le bảo vệ và tự động;

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

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

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

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

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

m) Các tài liệu liên quan khác.

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

a) Công văn đề nghị đàm phán hợp đồng mua bán điện;

b) Dự thảo hợp đồng mua bán điện theo mẫu quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông tư này;

c) Hồ sơ hợp đồng mua bán điện hiện có;

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

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

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

g) Báo cáo tài chính có kiểm toán của nhà máy điện của năm gần nhất tính tới thời điểm đàm phán hợp đồng mua bán điện.

Điều 19. Trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện

1. Sau khi kết thúc đàm phán hợp đồng mua bán điện, Hai bên thống nhất và có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực kiểm tra hợp đồng mua bán điện kèm theo hồ sơ quy định tại Điều 18 Thông tư này.

2. Trong thời hạn 05 ngày làm việc tính từ ngày nhận được hồ sơ đề nghị kiểm tra hợp đồng mua bán điện, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của hồ sơ và có văn bản yêu cầu Bên mua và Bên bán bổ sung các tài liệu còn thiếu theo quy định.

3. Trong thời hạn 30 ngày làm việc tính từ ngày nhận được hồ sơ đề nghị kiểm tra hợp đồng mua bán điện hợp lệ, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm kiểm tra và có ý kiến về hợp đồng mua bán điện.

4. Trong thời hạn 30 ngày làm việc tính từ ngày có ý kiến kiểm tra hợp đồng mua bán điện, Hai bên có trách nhiệm ký chính thức hợp đồng mua bán điện. Trường hợp quá thời hạn quy định tại khoản 3 Điều này mà Cục Điều tiết điện lực chưa có ý kiến đối với hợp đồng mua bán điện, Hai bên được phép ký chính thức hợp đồng mua bán điện theo các nội dung đã thỏa thuận. Bên mua có trách nhiệm gửi 01 (một) bản sao hợp đồng mua bán điện đã ký cho Cục Điều tiết điện lực để lưu và theo dõi thực hiện.

5. Trường hợp giá điện theo quy định tại khoản 4 Điều 3 Thông tư này theo đề xuất của Bên bán vượt khung giá phát điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành, hai bên có trách nhiệm báo cáo, giải trình và đề xuất phương án để Cục Điều tiết điện lực xem xét, báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương giải quyết.

Điều 20. Sửa đổi, bổ sung hợp đồng mua bán điện khi có thay đổi về pháp luật, chính sách do cơ quan Nhà nước có thẩm quyền ban hành

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

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

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

4. Trường hợp các Nhà máy điện có đề án xử lý, tiêu thụ tro, xỉ được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt để đảm bảo tiêu chuẩn về chất thải, khí thải, bảo vệ môi trường, Bên bán và Bên mua thỏa thuận bổ sung các chi phí này vào thành phần giá xử lý tro xỉ là thành phần giá đặc thù để xử lý, tiêu thụ tro, xỉ của hợp đồng mua bán điện đảm bảo nguyên tắc: (i) Phạm vi đầu tư, quy trình vận hành các công trình xử lý tro, xỉ được cấp có thẩm quyền phê duyệt; (ii) Việc lựa chọn các đơn vị thực hiện xử lý tro, xỉ của nhà máy phải tuân thủ quy định pháp luật, đảm bảo cạnh tranh, minh bạch; (iii) Hai bên thực hiện thanh quyết toán chi phí xử lý tro, xỉ theo tình hình thực tế của năm trước liền kề. Doanh thu từ việc bán tro, xỉ của nhà máy được sử dụng để bù đắp chi phí xử lý tro, xỉ và làm giảm giá điện của Nhà máy điện.

Chương IV

ĐIỀU KHOẢN THI HÀNH

Điều 21. Trách nhiệm của Bộ Công Thương

1. Hướng dẫn cơ chế tiêu thụ khí thiên nhiên trong các hợp đồng mua bán điện phù hợp với các quy định trong các hợp đồng mua bán khí, hợp đồng bán khí được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt.

2. Quyết định việc thanh toán chênh lệch tỷ giá các nhà máy điện.

Điều 22. Trách nhiệm của Cục Điều tiết điện lực

1. Kiểm tra, có ý kiến về hợp đồng mua bán điện và các hiệu chỉnh bổ sung hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện.

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

3. Hàng năm, tổng hợp ý kiến của các đơn vị về thông số đầu vào tính giá hợp đồng mua bán điện quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này, trình Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét, quyết định sửa đổi, bổ sung (nếu có).

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

5. Kiểm tra, tổng hợp, báo cáo Bộ Công Thương xem xét quyết định việc thanh toán chi phí chênh lệch tỷ giá các nhà máy điện sau khi nhận được báo cáo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

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

1. Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, chủ trì, phối hợp với Bên mua, Bên bán tính toán chênh lệch tỷ giá trong thực hiện Hợp đồng mua bán điện của năm liền kề trước đó theo quy định tại khoản 2 Điều 14 Thông tư này, báo cáo Cục Điều tiết điện lực kiểm tra.

2. Định kỳ hàng năm xem xét và đề xuất với Cục Điều tiết điện lực điều chỉnh các thông số đầu vào tính giá hợp đồng mua bán điện quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này và các nội dung khác trong Thông tư này (nếu có).

Điều 24. Trách nhiệm của Bên mua

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

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

3. Trước ngày 15 tháng 01 hàng năm, chủ trì, phối hợp với Bên bán tính toán chênh lệch tỷ giá trong thực hiện Hợp đồng mua bán điện của năm liền kề trước đó theo quy định tại khoản 2 Điều 14 Thông tư này, cung cấp cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam để báo cáo Cục Điều tiết điện lực kiểm tra.

Điều 25. Trách nhiệm của Bên bán

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

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

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

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

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

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

7. Bên bán có trách nhiệm tổ chức lựa chọn đơn vị cung cấp nhiên liệu và/hoặc đơn vị vận chuyển nhiên liệu theo quy định của pháp luật về đấu thầu, các quy định pháp luật khác liên quan và chịu trách nhiệm trước pháp luật, bảo đảm công bằng, cạnh tranh, minh bạch, ngoại trừ các trường hợp sau:

 (i) Bên bán đã ký hợp đồng cung cấp nhiên liệu trung hạn và dài hạn với đơn vị cung cấp nhiên liệu;

 (ii) Các hợp đồng cung cấp nhiên liệu khí thiên nhiên và cước phí thu gom, vận chuyển, phân phối khí thiên nhiên được thực hiện theo quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền.

Trường hợp vì lý do đặc biệt không thể lựa chọn được đơn vị vận chuyển nhiên liệu thông qua đấu thầu (ngoài các trường hợp ngoại trừ tại điểm 7.i, 7.ii, nêu trên), Bên bán có trách nhiệm thỏa thuận với đơn vị cung cấp nhiên liệu hoặc đơn vị vận chuyển nhiên liệu (tùy từng trường hợp giao nhận nhiên liệu quy định tại Điều 26 Thông tư này) theo đơn giá do cơ quan có thẩm quyền ban hành; nếu chưa có đơn giá do cơ quan có thẩm quyền ban hành, Bên bán có trách nhiệm thỏa thuận với đơn vị cung cấp nhiên liệu hoặc đơn vị vận chuyển nhiên liệu (tùy từng trường hợp giao nhận nhiên liệu quy định tại Điều 26 Thông tư này) theo đơn giá tính toán trên cơ sở đơn giá nội bộ của đơn vị vận chuyển nhiên liệu được lựa chọn, đảm bảo hiệu quả, cạnh tranh và không cao hơn đơn giá của các đơn vị khác thực hiện trên cùng phương thức vận chuyển (nếu có), giá nhiên liệu vận chuyển đến kho của Bên bán không cao hơn giá nhiên liệu (cùng loại) tại kho của Bên bán do đơn vị khác cung cấp (nếu có).

Trước khi ký kết các hợp đồng vận chuyển nhiên liệu không thông qua hình thức đấu thầu, Bên bán phải cung cấp các tài liệu cho Bên mua theo quy định được Hai bên thỏa thuận tại Hợp đồng mua bán điện. Trong thời hạn tối đa 20 ngày tính từ ngày Bên bán cung cấp đầy đủ tài liệu mà Bên mua chưa có ý kiến đối với việc lựa chọn đơn vị vận chuyển nhiên liệu, Bên bán và/hoặc đơn vị cung cấp nhiên liệu (tùy theo điều kiện giao hàng) được phép ký hợp đồng vận chuyển nhiên liệu đó theo các nội dung đã thỏa thuận.

Bên bán chịu trách nhiệm ký kết hợp đồng mua bán, vận chuyển nhiên liệu theo quy định hiện hành, đảm bảo giá cạnh tranh, minh bạch."

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

9. Trước ngày 15 tháng 01 hàng năm, Bên bán báo cáo Cục Điều tiết điện lực tình hình thực hiện hợp đồng mua bán điện năm liền kề trước với Bên mua, vướng mắc trong quá trình triển khai thực hiện hợp đồng mua bán điện, đề xuất các giải pháp giải quyết (nếu có).

10. Trước ngày 15 tháng 01 hàng năm, phối hợp với Bên mua tính toán chênh lệch tỷ giá trong thực hiện Hợp đồng mua bán điện của năm liền kề trước đó theo quy định tại khoản 2 Điều 14 Thông tư này gửi Tập đoàn Điện lực Việt Nam để báo cáo Cục Điều tiết điện lực kiểm tra.

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

1. Đối với nhiên liệu khí

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

- Giá khí thiên nhiên khai thác trong nước là giá khí khai thác từ các mỏ khí.

- Đối với khí thiên nhiên khai thác trong nước qua hệ thống đường ống thu gom, vận chuyển, phân phối có tính độc quyền tự nhiên thì cước phí thu gom, vận chuyển, phân phối khí phải được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt.

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

- Trong trường hợp hạng mục tồn trữ, phân phối khí có tính độc quyền tự nhiên, cước phí tồn trữ, tái hóa và phân phối khí phải được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt.

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

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

2. Đối với nhiên liệu than

(i) Trường hợp giao nhận than tại kho, cảng của Bên bán, đơn vị cung cấp than được lựa chọn có trách nhiệm:

- Tổ chức lựa chọn đơn vị vận chuyển than theo quy định của pháp luật về đấu thầu và các quy định pháp luật khác liên quan, bảo đảm công bằng, cạnh tranh, minh bạch và chịu trách nhiệm trước pháp luật.

- Trường hợp vì lý do đặc biệt mà đơn vị cung cấp than không thể lựa chọn được đơn vị vận chuyển than thông qua đấu thầu, đơn vị cung cấp than có trách nhiệm tổ chức lựa chọn đơn vị vận chuyển than theo nguyên tắc tương tự như Bên bán thực hiện được quy định tại khoản 7 Điều 25 Thông tư này.

- Ký kết hợp đồng vận chuyển than theo quy định với đơn vị cung cấp than được lựa chọn. Trước khi ký kết hợp đồng vận chuyển than không thông qua đấu thầu, đơn vị cung cấp than được lựa chọn có trách nhiệm cung cấp các tài liệu liên quan cho Bên bán.

(ii) Trường hợp giao nhận than tại kho, cảng của đơn vị cung cấp than:

- Việc tổ chức lựa chọn đơn vị vận chuyển than do Bên bán thực hiện theo nguyên tắc quy định tại khoản 7 Điều 25 Thông tư này.

- Đơn vị vận chuyển than được Bên bán lựa chọn ký kết hợp đồng vận chuyển than theo quy định với Bên bán. Trước khi ký kết hợp đồng vận chuyển than không thông qua đấu thầu, đơn vị vận chuyển than được lựa chọn có trách nhiệm cung cấp các tài liệu liên quan cho Bên bán.

Điều 27. Sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 57/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp, trình tự xây dựng và ban hành khung giá phát điện

1. Sửa đổi Khoản 3 Điều 6 như sau:

“3. Suất đầu tư là chi phí đầu tư cho 01 kW công suất tinh bình quân của Nhà máy điện chuẩn được tính toán trên cơ sở Tổng mức đầu tư có hiệu lực tại thời điểm tính toán khung giá phát điện, cập nhật tỷ giá ngoại tệ tại thời điểm tính toán. Các chi phí thành phần trong suất đầu tư bao gồm:

a) Chi phí xây dựng gồm chi phí xây dựng các công trình, hạng mục công trình; phá và tháo dỡ các vật liệu kiến trúc cũ; san lấp mặt bằng xây dựng; xây dựng công trình tạm; công trình phụ trợ phục vụ thi công; nhà tạm tại hiện trường để ở và để điều hành thi công;

b) Chi phí thiết bị gồm các chi phí mua sắm thiết bị công nghệ, đào tạo vận hành nhà máy; lắp đặt, thử nghiệm, hiệu chỉnh; vận chuyển, bảo hiểm, thuế và các loại phí liên quan khác;

c) Chi phí bồi thường giải phóng mặt bằng và chi phí tái định cư theo quyết định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền; chi phí xử lý gia cố nền móng công trình;

d) Chi phí quản lý dự án gồm các chi phí để tổ chức thực hiện công việc quản lý dự án từ khi lập dự án đến khi hoàn thành nghiệm thu bàn giao đưa công trình vào khai thác sử dụng;

đ) Chi phí tư vấn xây dựng gồm các chi phí cho tư vấn khảo sát, thiết kế, giám sát xây dựng, tư vấn thẩm tra và các chi phí tư vấn đầu tư xây dựng khác;

e) Chi phí khác gồm vốn lưu động trong thời gian chạy thử nghiệm thu nhà máy, chi phí lãi vay và các chi phí cho vay vốn trong thời gian xây dựng nhà máy điện và các chi phí cần thiết khác;

g) Chi phí dự phòng gồm các chi phí dự phòng cho khối lượng công việc phát sinh và dự phòng cho yếu tố trượt giá trong thời gian xây dựng công trình.”

2. Sửa đổi điểm a khoản 4 Điều 6 như sau:

“a) Lãi suất vốn vay r_d (%) được tính bằng lãi suất bình quân gia quyền các nguồn vốn vay nội tệ và ngoại tệ theo công thức sau:

r_d = D_F x r_d,F + D_D x r_d,D

Trong đó:

D_F: Tỷ lệ vốn vay ngoại tệ trong tổng vốn vay được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này (%);

D_D: Tỷ lệ vốn vay nội tệ trong tổng vốn vay được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này (%);

r_d,F: Lãi suất vốn vay ngoại tệ được xác định trên cơ sở lãi suất vốn vay ngoại tệ các dự án nhà máy điện đã thực hiện đàm phán giá điện của 5 năm trước liền kề thời điểm tính toán khung giá phát điện (%/năm);

r_d,D: Lãi suất vốn vay nội tệ được xác trên cơ sở lãi suất vốn vay nội tệ các dự án nhà máy điện đã thực hiện đàm phán giá điện của 5 năm trước liền kề thời điểm tính toán khung giá phát điện (%/năm).”

3. Sửa đổi Điều 8 như sau:

“Giá biến đổi của Nhà máy điện chuẩn cho năm áp dụng khung giá (VC) là thành phần để thu hồi chi phí nhiên liệu, các chi phí biến đổi khác của Nhà máy điện chuẩn với số giờ vận hành công suất cực đại, được xác định theo công thức sau:

VC = HR x P_nlc x (1+f)

Trong đó:

VC: Giá biến đổi của Nhà máy điện chuẩn (đồng/kWh);

HR: Suất tiêu hao nhiệt tinh được tính toán ở mức tải quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này, được tính bằng kcal/kWh hoặc kJ/kWh hoặc BTU/kWh;

f: Tỷ lệ phần trăm tổng các chi phí khởi động, chi phí nhiên liệu - vật liệu phụ và các chi phí biến đổi khác cho phát điện so với chi phí nhiên liệu chính và được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này (%);

P_nlc: Giá nhiên liệu chính của Nhà máy điện chuẩn và không bao gồm cước vận chuyển; đối với nhà máy điện than đã bao gồm hao hụt, phí quản lý, bảo hiểm (nếu có); trường hợp hợp đồng cung cấp nhiên liệu không tách được cước vận chuyển nhiên liệu thì giá nhiên liệu chính được xác định bằng giá trong hợp đồng mua bán nhiên liệu chính; P_nlc được tính bằng đồng/kcal hoặc đồng/kJ hoặc đồng/BTU.”

4. Sửa đổi suất tiêu hao nhiên liệu tinh và giá nhiên liệu chính tại Phụ lục 2 như sau:

1	Suất tiêu hao nhiệt tinh	HR	kcal/kWh hoặc kJ/kWh hoặc BTU/kWh
2	Giá nhiên liệu chính	Pnlc	đồng/kcal hoặc đồng/kJ hoặc đồng/BTU

Điều 28. Điều khoản chuyển tiếp

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

2. Đối với các dự án điện đã ký kết Hợp đồng mua bán điện theo phương pháp quy định tại Thông tư số 56/2014/TT-BCT , Thông tư số 51/2015/TT-BCT ngày 29 tháng 12 năm 2015 và các dự án điện mới khởi công trước ngày 19 tháng 9 năm 2017, khi có Vốn đầu tư quyết toán các bên có quyền đề nghị được thực hiện tính lại giá điện theo Vốn đầu tư quyết toán được duyệt theo quy định tại Điều 12 Thông tư này.

3. Đối với nhà máy điện đã ký kết Hợp đồng mua bán điện, trường hợp cần thiết Hai bên đàm phán bổ sung hệ số điều chỉnh k_HR theo quy định tại Điều 15 Thông tư này.

4. Đối với các nhà máy điện đã ký kết Hợp đồng mua bán điện, trường hợp các thỏa thuận về tiêu thụ sản lượng khí thượng nguồn được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt, Bộ Công Thương hướng dẫn cơ chế tiêu thụ khí cho các nhà máy điện và cho phép Hai bên điều chỉnh, bổ sung vào Hợp đồng mua bán điện.

5. Đối với các nhà máy điện đã khởi công, chưa kết thúc đàm phán giá hợp đồng mua bán điện trước ngày Thông tư này có hiệu lực thì được phép đàm phán sau ngày khởi công theo phương pháp quy định tại Thông tư này.

Điều 29. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 22 tháng 02 năm 2021 và thay thế các Thông tư sau:

a) Thông tư số 56/2014/TT-BCT ;

b) Thông tư số 51/2015/TT-BCT ngày 29 tháng 12 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư số 56/2014/TT-BCT ;

2. Bãi bỏ Điều 1 Thông tư số 13/2017/TT-BCT ngày 03 tháng 8 năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ; Thông tư số 30/2014/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư số 57/2014/TT-BCT quy định phương pháp, trình tự xây dựng và ban hành khung giá phát điện;

3. Bãi bỏ Điều 134 và Phụ lục 5 Thông tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành Thị trường bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ;

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

Nơi nhận: - Văn phòng Tổng Bí thư; - Văn phòng Chính phủ; - Hội đồng dân tộc và các Ủy ban của Quốc hội; - Các Bộ, cơ quan ngang Bộ, cơ quan thuộc Chính phủ; - Lãnh đạo Bộ Công Thương; - Các đơn vị thuộc Bộ Công Thương; - Cục Kiểm tra văn bản QPPL - Bộ Tư pháp; - Cục Kiểm soát TTHC - Văn phòng Chính phủ; - UBND các tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương; - Các Sở Công Thương; - Thông tấn xã Việt Nam; - Liên đoàn Luật sư Việt Nam; - Hội Luật gia Việt Nam; - Phòng Thương mại và Công nghiệp Việt Nam; - Công báo; - Website Chính phủ; - Website Bộ Công Thương; - Lưu: VT, VP.

KT. BỘ TRƯỞNG THỨ TRƯỞNG Đặng Hoàng An

PHỤ LỤC 1

CÁC THÔNG SỐ ĐƯỢC SỬ DỤNG TÍNH TOÁN GIÁ HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 57/2020/TT-BCT ngày 31 tháng 12 năm 2020 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

TT	Hạng mục	Thông số
I	Đời sống kinh tế
1	Nhà máy nhiệt điện than	30 năm
2	Nhà máy tuabin khí chu trình hỗn hợp	25 năm
3	Nhà máy thuỷ điện	40 năm
II	Tỷ lệ chi phí vận hành và bảo dưỡng của nhà máy nhiệt điện (%)
1	Tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (kF,scl)
1.1	Nhà máy nhiệt điện than	2,5%
1.2	Nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp	4,37%
2	Tỷ lệ chi phí nhân công (kF,nc)
2.1	Nhà máy nhiệt điện than	1,5%
2.2	Nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp	1,9%
III	Tỷ lệ chi phí vận hành và bảo dưỡng của nhà máy thuỷ điện (%)
1	Tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (kscl)
1.1	Quy mô công suất từ 150 MW trở xuống	1,2%
1.2	Quy mô công suất từ 151 MW đến 300MW	0,9%
1.3	Quy mô công suất từ 301 MW trở lên	0,6%
2	Tỷ lệ chi phí nhân công (knc)
2.1	Quy mô công suất từ 150 MW trở xuống	0,8%
2.2	Quy mô công suất từ 151 MW đến 300MW	0,5%
3.3	Quy mô công suất từ 301 MW trở lên	0,3%
IV	Số giờ vận hành công suất cực đại bình quân nhiều năm - Tmax (giờ)
1	Nhà máy nhiệt điện than	6.500
2	Nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp	6.000
V	Tỷ lệ suy giảm hiệu suất bình quân trong đời sống kinh tế của nhà máy nhiệt điện (%)
1	Nhà máy nhiệt điện than	1,3%
2	Nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp	3%
VI	Tỷ lệ chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên hàng năm (%)
1	Nhà máy nhiệt điện than	0,8%
2	Nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp	0,8%
VII	Tỷ lệ trượt chi phí bình quân (%/năm)
1	Tỷ lệ trượt thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác	2,5%/năm
2	Tỷ lệ trượt thành phần giá biến đổi theo biến động khác	2,5%/năm
VIII	Mức tải bình quân của nhà máy nhiệt điện	85%

PHỤ LỤC 2

CÁC MẪU BIỂU PHÂN TÍCH TÀI CHÍNH CỦA DỰ ÁN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 57/2020/TT-BCT ngày 31 tháng 12 năm 2020 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

Biểu 1 - Dự toán kết quả kinh doanh

Đơn vị tính:……………

STT	Nội dung	Năm N	Năm N+1	Năm N+2	…	Tổng cộng
I	Tổng thu nhập
1	Doanh thu từ bán điện
2	Lợi ích khác thu được từ dự án (nếu có)
3	Trợ giá (nếu có)
II	Tổng chi phí
1	Chi phí khấu hao tài sản cố định
2	Chi phí vận hành và bảo dưỡng
3	Chi phí khác (nếu có)
4	Chi phí lãi vay
III	Lợi nhuận trước thuế (I)-(II)
IV	Thuế thu nhập doanh nghiệp
V	Lợi nhuận sau thuế (III)-(IV)

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

- Biểu 01 lập từ năm bắt đầu có thu nhập.

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

Đơn vị tính:……………

STT	Nội dung	…	Năm N-1	Năm N	Năm N+1	…	Tổng cộng
I	Nguồn
1	Doanh thu từ bán điện
2	Lợi ích khác thu được từ dự án (nếu có)
3	Trợ giá (nếu có)
4	Giá trị còn lại của Tài sản cố định (tính vào năm cuối dự án)
5	Giá trị thu hồi vốn lưu động (tính vào năm cuối dự án)
II	Sử dụng
1	Vốn chủ sở hữu, vốn vay (phân bổ theo tiến độ dự án)
2	Chi phí khác (nếu có)
3	Trả gốc vay
4	Chi phí lãi vay
5	Thuế thu nhập doanh nghiệp
III	Tích lũy tài chính (I)-(II)
IV	Tích lũy tài chính chiết khấu
V	Tích lũy tài chính chiết khấu lũy kế

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

- Biểu 02 lập từ năm bắt đầu xây dựng.

PHỤ LỤC 3

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU
(Ban hành kèm theo Thông tư số 57/2020/TT-BCT ngày 31 tháng 12 năm 2020 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

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

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

NHÀ MÁY ĐIỆN ……………………………………

Giữa

CÔNG TY [tên công ty]

(BÊN BÁN)

- và -

(tên công ty)

(BÊN MUA)

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

(Địa danh) …, tháng …/20..…

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

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

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

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

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

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

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

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

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: (tên công ty)

Địa chỉ: __________________________________________________

Điện thoại: ____________________Fax: _______________________

Mã số thuế: _______________________________________________

Tài khoản: ___________________ Ngân hàng ___________________
________________________________________________________

Đại diện: _________________________________________________

Chức vụ: ___________________________ được sự ủy quyền của ____
______________________________________ theo văn bản ủy quyền số _______________________, ngày _____ tháng _____ năm _______

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

Điều 1. Định nghĩa

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

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

2. Bên mua là (…).

3. Điểm đấu nối là điểm nối trang thiết bị, lưới điện và Nhà máy điện vào hệ thống điện quốc gia.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện là đơn vị chỉ huy, điều khiển quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia, điều hành giao dịch thị trường điện.

5. Hệ thống điện quốc gia là hệ thống các trang thiết bị phát điện, lưới điện và các trang thiết bị phụ trợ được liên kết với nhau và được chỉ huy thống nhất trong phạm vi cả nước.

6. Hệ thống đo đếm chính là hệ thống bao gồm tất cả các thiết bị đo đếm (công tơ, máy biến dòng điện đo lường, máy biến điện áp đo lường) và mạch điện nhị thứ đấu nối giữa các thiết bị này, được lắp đặt tại các vị trí theo sự thỏa thuận của hai bên dùng làm căn cứ chính để xác định sản lượng điện năng giao nhận.

7. Hệ thống đo đếm dự phòng là hệ thống bao gồm tất cả các thiết bị đo đếm (công tơ, máy biến dòng điện đo lường, máy biến điện áp đo lường) và mạch điện nhị thứ đấu nối giữa các thiết bị này, được lắp đặt tại các vị trí theo sự thỏa thuận của hai bên với mục đích kiểm tra và dự phòng cho hệ thống đo đếm chính, gồm các thiết bị độc lập với hệ thống đo đếm chính nhưng có tính năng và tiêu chuẩn kỹ thuật tương đương với các thiết bị của hệ thống đo đếm chính.

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

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

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

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

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

13. Ngày là ngày dương lịch.

14. Ngày vận hành thương mại của tổ máy là ngày tổ máy của Nhà máy điện sẵn sàng bán điện cho Bên mua và đáp ứng các quy định của pháp luật có liên quan.

15. Ngày vận hành thương mại của Nhà máy điện là ngày vận hành thương mại tổ máy phát điện cuối cùng và đáp ứng các quy định của pháp luật có liên quan.

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

16. Nhà máy điện là Nhà máy điện (tên Nhà máy điện) có tổng công suất lắp đặt là (…) MW, bao gồm (…) tổ máy, công suất mỗi tổ máy là (…) MW được xây dựng tại (địa điểm của nhà máy).

17. Quy chuẩn và tiêu chuẩn kỹ thuật ngành điện là những quy chuẩn kỹ thuật ngành điện bắt buộc thực hiện do cơ quan nhà nước có thẩm quyền của Việt Nam ban hành và các quy định, tiêu chuẩn, thông lệ được áp dụng trong ngành điện của các tổ chức quốc tế, các nước khác ban hành phù hợp với quy định pháp luật Việt Nam.

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

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

Điều 2. Hiệu lực và thời hạn Hợp đồng

1. Hiệu lực Hợp đồng

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

2. Thời hạn Hợp đồng

Trừ trường hợp gia hạn hoặc chấm dứt Hợp đồng trước thời hạn, thời hạn hợp đồng được tính từ ngày hợp đồng có hiệu lực đến hết 25 năm kể từ Ngày vận hành thương mại Nhà máy điện.

Điều 3. Mua bán điện năng

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

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

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

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

(Đối với các nhà máy điện có quy định về giá nhiên liệu và sản lượng bao tiêu nhiên liệu được cơ quan nhà nước có thẩm quyền cho phép bổ sung vào hợp đồng mua điện, Bên mua và Bên bán bổ sung các nội dung cho phù hợp).

Điều 4. Cam kết thực hiện

Hai bên cam kết như sau:

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

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

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

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

5. Hai bên cam kết thực hiện đúng các nghĩa vụ và nội dung quy định tại Hợp đồng.

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

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

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

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

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

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

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

3. Đấu nối, thử nghiệm và vận hành

Trước Ngày vận hành thương mại, Bên bán có nghĩa vụ thực hiện đấu nối, thử nghiệm, vận hành Nhà máy điện và các thiết bị đấu nối theo Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành, Quy chuẩn và tiêu chuẩn kỹ thuật ngành điện và cung cấp cho Bên mua bản sao hợp lệ các kết quả thử nghiệm của Nhà máy điện.

4. Ngày vận hành thương mại

a) Bên bán có nghĩa vụ đạt được ngày vận hành thương mại theo mốc thời gian thực hiện dự án được hai bên thỏa thuận tại Phụ lục VII của Hợp đồng hoặc các hiệu chỉnh sau đó. Chậm nhất (…) tháng trước ngày vận hành thương mại của từng tổ máy, Bên bán có nghĩa vụ thông báo bằng văn bản chính thức cho Bên mua về khả năng đạt được ngày vận hành thương mại. Bên bán phải gửi thông báo về việc đạt được ngày vận hành thương mại cho Bên mua; Bên bán xem như chưa đạt được ngày vận hành thương mại nếu không gửi thông báo cho Bên mua về việc đạt được ngày vận hành thương mại và cung cấp các tài liệu theo quy định tại Phụ lục VII của Hợp đồng;

b) Trường hợp không đạt được ngày vận hành thương mại cho từng tổ máy, Bên bán có quyền gửi văn bản cho Bên mua đề nghị hiệu chỉnh ngày vận hành thương mại, trong đó phải nêu rõ lý do đề nghị hiệu chỉnh. Chậm nhất (…) ngày tính từ ngày nhận được văn bản đề nghị hiệu chỉnh ngày vận hành thương mại của Bên bán, Bên mua phải có văn bản trả lời về việc hiệu chỉnh. Trường hợp không chấp thuận đề nghị hiệu chỉnh ngày vận hành thương mại của Bên bán, Bên mua phải nêu rõ lý do.

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

1. Trách nhiệm đấu nối

Bên bán có trách nhiệm:

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

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

2. Hệ thống đo đếm

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

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

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

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

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

Trường hợp Hệ thống đo đếm chính bị sự cố hoặc kết quả kiểm định cho thấy Hệ thống đo đếm chính có mức sai số cao hơn cấp chính xác quy định thì sản lượng điện năng mua bán giữa hai bên trong thời gian Hệ thống đo đếm chính bị sự cố hoặc có sai số vượt quá quy định được xác định bằng kết quả đo đếm của Hệ thống đo đếm dự phòng. Trường hợp Hệ thống đo đếm dự phòng cũng bị sự cố hoặc kết quả kiểm định cho thấy Hệ thống đo đếm dự phòng có sai số vượt quá mức cho phép thì lượng điện mua bán giữa hai bên được xác định như sau:

(i) Trường hợp Hệ thống đo đếm chính có hoạt động nhưng có mức sai số cao hơn cấp chính xác quy định thì sản lượng điện mua bán giữa hai bên được xác định bằng kết quả đo đếm của Hệ thống đo đếm chính được quy đổi về giá trị điện năng tương ứng với mức sai số bằng 0%. Trên cơ sở kết quả đo đếm hiệu chỉnh được hai bên thống nhất, Bên bán có nghĩa vụ tính toán xác định khoản tiền mà một bên phải trả cho bên kia trong thời gian Hệ thống đo đếm không chính xác;

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

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

Điều 7. Điều độ và vận hành Nhà máy điện

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

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

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

Điều 8. Lập hoá đơn và thanh toán

1. Lập hóa đơn và thanh toán tiền điện

- Giai đoạn Nhà máy điện chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh [...];

- Giai đoạn Nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện cạnh tranh:

Bên bán gửi thông báo thanh toán tiền điện kèm theo hồ sơ thanh toán của tháng trước liền kề cho Bên mua theo trình tự, thủ tục thanh toán quy định tại Quy định thị trường điện cạnh tranh.

a) Trước ngày (…) hàng tháng, Bên bán gửi thông báo thanh toán tiền điện kèm theo hồ sơ thanh toán của tháng trước liền kề cho Bên mua.

b) Trong thời hạn (…) ngày tính từ ngày nhận được hồ sơ thanh toán, Bên mua kiểm tra tính chính xác của hồ sơ thanh toán. Trường hợp phát hiện có sai sót, Bên mua thông báo bằng văn bản cho Bên bán để hoàn chỉnh hồ sơ thanh toán. Sau khi kiểm tra hồ sơ thanh toán, Bên mua gửi thông báo xác nhận hồ sơ thanh toán cho Bên bán;

c) Trước ngày (…) hàng tháng, Bên bán phát hành và gửi hoá đơn thanh toán cho Bên mua. Hóa đơn thanh toán được lập theo quy định của Bộ Tài chính;

d) Đến ngày thanh toán do hai bên thỏa thuận, Bên mua có nghĩa vụ thanh toán toàn bộ khoản tiền ghi trong hóa đơn thanh toán tiền điện của tháng trước liền kề bằng phương thức chuyển khoản. Phí chuyển khoản do Bên mua chịu;

đ) Trường hợp tại thời điểm phát hành hóa đơn thanh toán mà không có đủ số liệu để lập hóa đơn, Bên bán có quyền tạm tính tiền điện thanh toán trên cơ sở ước tính hợp lý các số liệu còn thiếu. Khoản tiền thanh toán hiệu chỉnh được bù trừ vào tiền điện thanh toán của tháng có số liệu chính thức.

2. Tranh chấp trong thanh toán

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

b) Trong thời hạn 15 ngày tính từ ngày nhận được thông báo về khoản tiền tranh chấp, Bên bán phải gửi văn bản trả lời cho Bên mua. Trường hợp hai bên không thống nhất về khoản tiền tranh chấp, một trong hai bên có quyền thực hiện các quy định giải quyết tranh chấp tại Điều 13 của Hợp đồng.

Trường hợp tranh chấp phát sinh từ thông tin trong bản kê thanh toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia, các bên phải áp dụng các quy định giải quyết tranh chấp trong thị trường điện quy định tại Quy định thị trường điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.

c) Trường hợp một bên không có văn bản thông báo tranh chấp về khoản tiền thanh toán trong thời hạn 30 ngày tính từ ngày phát hành hóa đơn thì bên đó được xem là từ bỏ quyền khiếu nại về khoản tiền phải thanh toán trong hóa đơn đã phát hành.

3. Xác định tiền lãi

Việc tính lãi được áp dụng cho:

a) Khoản tiền điện hàng tháng chậm trả khi đến hạn thanh toán quy định tại điểm d khoản 1 Điều này;

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

c) Khoản hiệu chỉnh tiền điện phải thanh toán hàng tháng theo quy định tại điểm đ khoản 1 Điều này.

Tiền lãi được ghép lãi hàng tháng từ ngày ngay sau ngày đến hạn thanh toán đến ngày thanh toán thực tế với lãi suất được tính bằng trung bình của lãi suất tiền gửi bằng đồng Việt Nam vào ngày đến hạn thanh toán tại hóa đơn, kỳ hạn 12 tháng trả sau dành cho khách hàng cá nhân của bốn ngân hàng thương mại gồm Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam, Ngân hàng thương mại cổ phần Công thương Việt Nam, Ngân hàng thương mại cổ phần Đầu tư và Phát triển Việt Nam, Ngân hàng Nông nghiệp và phát triển nông thôn Việt Nam hoặc đơn vị kế thừa hợp pháp của các ngân hàng này cộng biên lãi suất 3%/năm.

4. Bù trừ

Các bên có thể bù trừ khoản nợ, các khoản tiền tranh chấp đã được giải quyết, các khoản tiền hiệu chỉnh và tiền lãi vào tiền điện thanh toán hàng tháng khi lập hóa đơn cho tháng thanh toán gần nhất.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3. Chế tài áp dụng

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

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

Điều 10. Chấm dứt Hợp đồng

1. Chấm dứt Hợp đồng theo thỏa thuận

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

2. Đơn phương chấm dứt Hợp đồng

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

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

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

Điều 11. Bồi thường thiệt hại

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

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

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

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

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

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

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

d) Xảy ra trường hợp bất khả kháng

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Điều 13. Giải quyết tranh chấp

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

2. Trường hợp hai bên không thể giải quyết tranh chấp 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 hoặc do một trong hai bên khởi kiện tranh chấp theo quy định của pháp luật có liên quan.

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

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

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

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

2. Chuyển giao quyền và nghĩa vụ của Bên bán

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

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

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

Điều 15. Lưu giữ hồ sơ và cung cấp thông tin

1. Lưu giữ hồ sơ

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

2. Cung cấp thông tin

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

Điều 16. Các chi phí khác

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

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

1. Đại diện có thẩm quyền

Đại diện có thẩm quyền của hai bên trong Hợp đồng là:

Bên bán:                                                           Bên mua:

_________________________                __________________________

_________________________                __________________________

2. Trao đổi thông tin

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

Bên bán: ________________________________

 ________________________________

Bên mua: ________________________________

             ________________________________

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

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

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

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

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

Điều 18. Bảo mật thông tin

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

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

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

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

Điều 19. Các thoả thuận khác

1. Sửa đổi, bổ sung Hợp đồng

Mọi sửa đổi, bổ sung Hợp đồng phải được các bên thoả thuận bằng văn bản và báo cáo Cục Điều tiết điện lực.

2. Hợp đồng hoàn chỉnh

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

3. Bên thứ ba

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

4. Không liên doanh

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

5. Từ bỏ thực hiện quyền

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

6. Thực hiện nghĩa vụ còn lại

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

7. Luật áp dụng

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

8. Tính độc lập của các nội dung Hợp đồng

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

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

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

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

Phụ lục I

CÁC THÔNG SỐ CHÍNH CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN

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

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

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

Phụ lục II

HỆ THỐNG ĐO ĐẾM VÀ THU THẬP SỐ LIỆU

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

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

1. Vị trí lắp đặt hệ thống đo đếm:

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

II. YÊU CẦU KỸ THUẬT CỦA HỆ THỐNG ĐO ĐẾM

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

III. VỊ TRÍ ĐO ĐẾM

Hai bên thống nhất sử dụng các vị trí đo đếm hiện tại của Nhà máy điện như sau:

Vị trí đo đếm chính:

Vị trí đo đếm dự phòng 1:

Vị trí đo đếm dự phòng 2:

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

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

1. Sản lượng điện giao nhận

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

A_{G =}

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

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

A_{N =}

Trong đó:

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

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

Phụ lục III

THỎA THUẬN CÁC ĐẶC TÍNH VẬN HÀNH

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

Phụ lục IV

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

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

Phụ lục V

GIÁ MUA BÁN ĐIỆN, TIỀN ĐIỆN THANH TOÁN

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

I. GIÁ PHÁT ĐIỆN

1. Giá hợp đồng mua bán điện

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

Trong đó:

FC_j: Giá cố định năm j (đồng/kWh);

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

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

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

1.1. Giá cố định:

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

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

Năm thứ	1	2	3	4	...	...
Giá cố định (đồng/kWh)

1.2. Giá vận hành và bảo dưỡng:

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

Trong đó:

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

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

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

Trong đó:

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

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

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

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

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

Trong đó:

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

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

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

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

Trong đó:

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

i₁:Tỷ lệ trượt giá thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công, xác định theo tỷ lệ chỉ số giá tiêu dùng (CPI) năm (j-1) so với năm (j-2) do Tổng cục thống kê công bố trong tháng 12 năm (j-1) nhưng tối đa không vượt quá 2,5%/năm;

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

1.3. Giá biến đổi:

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

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

Trong đó:

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

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

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

k_HR: hệ số điều chỉnh suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân về điều kiện thực tế vận hành theo nhiệt độ nước làm mát và nhiệt độ môi trường do hai bên thỏa thuận;

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

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

Trường hợp trong tháng thanh toán, nhà máy không nhập nhiên liệu chính, giá nhiên liệu chính lấy bằng giá nhiên liệu chính của tháng gần nhất có nhập nhiên liệu chính;

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

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

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

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

Trong đó:

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

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

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

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

d) Giá vận chuyển nhiên liệu chính:

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

Trong đó:

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

k_HR: Hệ số điều chỉnh suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân về điều kiện thực tế vận hành theo nhiệt độ nước làm mát và nhiệt độ môi trường do hai bên thỏa thuận;

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

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

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

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

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

Trừ trường hợp Bên bán đã ký hợp đồng cung cấp nhiên liệu trung hạn và dài hạn với đơn vị cung cấp nhiên liệu, Bên bán có trách nhiệm tổ chức đấu thầu để lựa chọn đơn vị cung cấp nhiên liệu và/hoặc đơn vị vận chuyển nhiên liệu theo quy định của pháp luật về đấu thầu và chịu trách nhiệm trước pháp luật, bảo đảm công bằng, cạnh tranh, minh bạch.

Đối với các trường hợp vì lý do đặc biệt không thể lựa chọn được đơn vị vận chuyển than thông qua đấu thầu. Bên bán có trách nhiệm thỏa thuận với đơn vị cung cấp than hoặc đơn vị vận chuyển theo đơn giá do cơ quan có thẩm quyền ban hành; trường hợp chưa có đơn giá do cơ quan có thẩm quyền ban hành, Bên bán có trách nhiệm thỏa thuận với đơn vị cung cấp than hoặc đơn vị vận chuyển than theo đơn giá tính toán trên cơ sở đơn giá nội bộ của đơn vị vận chuyển được lựa chọn, đảm bảo không vượt quá đơn giá của các đơn vị khác thực hiện trên cùng phương thức vận chuyển (nếu có).

Trước khi ký kết các hợp đồng vận chuyển nhiên liệu không thông qua hình thức đấu thầu, Bên bán phải cung cấp các tài liệu cho Bên mua. Trong thời hạn tối đa 20 ngày tính từ ngày Bên bán cung cấp đầy đủ tài liệu mà Bên mua chưa có ý kiến đối với việc lựa chọn đơn vị vận chuyển nhiên liệu thì Bên bán được phép ký hợp đồng vận chuyển nhiên liệu đó theo các nội dung đã thỏa Bên bán chịu trách nhiệm, ký kết hợp đồng mua bán, vận chuyển nhiên liệu theo quy định hiện hành, đảm bảo giá cạnh tranh, minh bạch.

2. Giá đặc thù:

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

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

II. SẢN LƯỢNG ĐIỆN NĂNG THEO HỢP ĐỒNG

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

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

III. THANH TOÁN TIỀN ĐIỆN THEO HỢP ĐỒNG

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

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

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

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

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

R_tt = R_t x (1 + VAT)

Trong đó:

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

R_t = (P_C,j,t x Q_m,j,t + R_k + R_đt + R_Th)

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

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

R_k : Các chi phí khác (đồng), gồm có:

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

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

Các chi phí khác do hai bên thỏa thuận.

R_đt: Tổng số tiền thanh toán chi phí đặc thù theo quy định Hợp đồng được tính toán trên cơ sở giá đấu nối đặc thù (P^ĐT) và giá xử lý tro xỉ (P^TX) theo quy định tại mục I Phụ lục này (đồng).

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

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

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

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

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

Trong đó:

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

D: Tổng số ngày trong tháng t;

d: Ngày giao dịch trong tháng t;

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

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

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

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

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

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

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

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

c) Các chi phí khác do hai bên thỏa thuận.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

R_tt = (R_TT,t + R_C,t + R_C,k,HĐ+ R_C,k,TT + R_đt + R_Th)x(1+VAT)

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

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

2.6. Chênh lệch tỷ giá (FED): Hàng năm, căn cứ tổng vốn vay ngoại tệ, kế hoạch trả nợ vốn vay ngoại tệ, số liệu trả nợ gốc vay thực tế, tỷ giá quy đổi đã được hai bên thỏa thuận trong phương án giá điện, tỷ giá quy đổi thực hiện năm liền kề trước, hai bên thực hiện tính toán chênh lệch tỷ giá và đề xuất phương án thanh toán gửi Cục Điều tiết điện lực kiểm tra, trình Bộ Công Thương xem xét quyết định phương án thanh toán.

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

Trong đó:

m: Số loại ngoại tệ trong phương án giá điện hai bên thống nhất (loại);

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

D_i,j: Số nợ gốc ngoại tệ trả thực tế lần j của loại ngoại tệ i trong năm tính toán. Nợ gốc đã trả thực tế loại ngoại tệ i trong năm tính toán không lớn hơn nợ gốc loại ngoại tệ i tại năm tương ứng trong phương án giá điện hai bên thống nhất theo bảng sau:

Năm 1	Năm 2	Năm 3	Năm 4	Năm 5	Năm …

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

λ_i,b: Tỷ giá quy đổi cơ sở loại ngoại tệ i hai bên thống nhất trong phương án giá điện (.../đồng);

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

Phụ lục VI

CÁC THÔNG SỐ CHÍNH TRONG TÍNH TOÁN GIÁ ĐIỆN

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

Phụ lục VII

CÁC MỐC TIẾN ĐỘ DỰ ÁN

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

I. CÁC MỐC TIẾN ĐỘ DỰ ÁN

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

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

3. Ngày đóng điện lần đầu:                                            […]

4. Ngày thử nghiệm:                                                      […]

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

6. Ngày vận hành thương mại Nhà máy điện:                  […]

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

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

Phụ lục VIII

HỒ SƠ TÀI LIỆU LIÊN QUAN ĐẾN HỢP ĐỒNG VẬN CHUYỂN NHIÊN LIỆU KHÔNG THÔNG QUA HÌNH THỨC ĐẤU THẦU

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

Bên bán có nghĩa vụ cung cấp cho Bên mua bản sao hợp lệ các tài liệu trước khi ký kết các hợp đồng vận chuyển nhiên liệu không thông qua hình thức đấu thầu như sau: […].

Phụ lục IX

QUY TRÌNH THỬ NGHIỆM

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

Phụ lục X

MẪU BIỂU BÁO CÁO TÌNH HÌNH THANH TOÁN TIỀN ĐIỆN

Quý … năm …

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

TT	Nội dung	Đơn vị tính	Tháng …	Tháng …	Tháng …
A	Tình hình thanh toán tiền điện (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng)
1	Tổng tiền thanh toán theo hợp đồng	Triệu đồng
2	Tổng khoản thanh toán thị trường điện	Triệu đồng
3	Tổng khoản thanh toán khác	Triệu đồng
4	Tổng chi phí khởi động	Triệu đồng
5	Tổng các khoản thuế, phí, khoản bằng tiền (chi tiết các khoản)	Triệu đồng
6	Sản lượng hợp đồng Qc theo từng tháng	Triệu kWh
B	Thông số tính toán thực tế từng tháng
1	Giá cố định năm	Đồng/kWh
2	Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác	Đồng/kWh
3	Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công	Đồng/kWh
4	Giá biến đổi của nhà máy điện	Đồng/kWh
5	Giá vận chuyển theo nhiên liệu chính	Đồng/kWh
6	Giá nhiên liệu than/khí (chưa có cước vận chuyển)	Đồng/kcal; Đồng/kJ; Đồng/BTU
7	Cước phí vận chuyển than/khí	Đồng/tấn, USD/BTU
8	Giá nhiêu liệu dầu	Đồng/tấn
9	Lương tối thiểu vùng	Đồng/tháng
10	Số lần khởi động (ứng với các trạng thái khởi động)	lần
11	Tỷ giá ngoại tệ trong thanh toán nhiên liệu khí, nhiêu liệu than	Đồng/USD
12	Tỷ giá ngoại tệ thực hiện trong thanh toán các hợp đồng vay thực tế với Ngân hàng, tổ chức tín dụng (nếu có)	Đồng/USD

Tiếng Anh (English)

MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE -------	SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence – Freedom – Happiness ----------------
No. 57/2020/TT-BCT	Hanoi, December 31, 2020

CIRCULAR

METHODS OF DETERMINING ELECTRICITY GENERATION PRICES AND POWER PURCHASE AGREEMENT VALUE

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

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

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

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

Minister of Industry and Trade promulgates Circular on methods of determining electricity sale prices and procedures for inspecting power purchase agreements.  

Chapter I

...

...

...

Article 1. Scope and regulated entities

1. This Circular prescribes:

a) Methods of determining electricity sale prices and power purchase agreement value for various forms of power plants specified under Clause 2 of this Article.

b) Procedures for conducting self-inspection of power purchase agreements.

2. This Circular applies to:

a) Power plants connecting to national electrical grids with more than 30MW of gross installed capacity and power plants with 30MW of installed capacity or lower participating in electricity market on a voluntary basis;

b) Other relevant organizations and individuals;

c) This Circular does not apply to small hydroelectric power plants adopting schedules of avoidable costs, multi-objective strategic hydroelectric power plants independent power plants invested in form of BOT, power plants providing solely auxiliary services, biomass power plants, wind power stations, solar power plants, waste-to-energy plants and municipal solid waste-to-energy plants;

Other power plants not specified by Prime Minister and Ministry of Industry and Trade shall conform to Article 9 of this Circular.

...

...

...

In this Circular, terms below are construed as follows:

1. “Seller” refers to a generating entity owning power plants.

2. “Buyer” refers to Vietnam Electricity (EVN) (or representatives thereof by authorization), Northern Power Corporation, Central Power Corporation, Southern Power Corporation, Hanoi Power Corporation, Ho Chi Minh Power Corporation, primary energy consumers and other electricity traders according to regulations of power market.

3. “project developer” refers to an organization or individual directly managing, utilizing capital to invest in power plant construction projects, power line and electrical substation construction investment projects.

4. “connection costs” refer to costs for construction of power lines and electrical substations from power plants to connection points.  

5. “specific connection costs” refer to costs implemented by project developers or allocated for:

a) Constructing power lines and electrical substations from power plants to load capacity of power plants to connection points upon being assigned by competent authority to conduct construction investment.

b) Constructing power lines and electrical substations from power plants to connection points according to agreements between project developers and the Buyer.   

6. “connection point” refers to a point at which electrical equipment, electrical grids and power plants are connected to national electrical grid. Depending on electrical grid structure and connecting lines, connection points are determined to be:

...

...

...

- The ceramic insulators of disconnector switches of power stations or power plants in case of underground cable.

In case of connection points other than those specified above, substitute connection points shall be agreed upon by the Seller and power distributors or transmitters.

7. “delivered and received electricity” refers to electricity provided to the Buyer by the Seller to serve payment for electricity sale between the Buyer and the Seller.

8. “generating entity” refers to an organization or individual owning at least a power plant as per Vietnam laws.

9. “electrical system and national electricity market operator” (hereinafter referred to as “operator”) refers to National Load Dispatch Center or other load dispatch centers depending on level of development of electricity market.   

10. “parties” refer to the Buyer and the Seller under power purchase agreements.

11. “liquefied natural gas (LNG) storage, regasification and distribution contracts” refer to agreements between generating entities or fuel traders and entities investing, managing LNG storage to store, perform regasification, distribute and supply gas materials for powers plants signed as per applicable laws and ensuring competitive price and transparency.

12. “power purchase agreement (PPA)” refers to a contract serving power purchase of each power plant and is specified under Annex 3 of this Circular. 

13. “gas sale and purchase agreement (GSPA)” refers to a gas purchase agreement between gas seller and mine owner to purchase natural gas extracted domestically and provide to gas seller   

...

...

...

15. “fuel (coal, natural gas, LGN) sale contract” refers to an agreement between a generating entity and a fuel trading entity to provide fuel for power plants, is signed according to applicable law and guarantees legitimate fuel origin, competitive price and transparency.

16. “fuel (coal, natural gas, LGN) transportation agreement” refers to an agreement between a generating entity or a fuel trading entity and a fuel transport service provider to transport fuel to power plants, is signed according to applicable law and guarantees competitive price and transparency.

17. “base year” refers to a year in which total investment or total revised project investment for calculating electricity generation price is approved.

18. “other power plants” refer to power plants not specified under Points a and c Clause 2 Article 1 hereof.

19. “new power plants” refer to power plants that have not signed first time PPA.

20. “construction commencement date” refers to the date on which the Seller is eligible for commencing construction according to Construction Law.

21. “net heat loss rate” refers to amount of heat required to produce 1 kWh of electricity at delivery point (BTU/kWh or kJ/kWh or kcal/kWh).

22. “total investment” refers to total construction investment of a project identified according to applicable laws and satisfactory to fundamental design and other details under construction investment feasibility reports. Total investment includes: compensation, assistance and relocation costs (if any); construction cost; equipment cost; project management cost; construction investment and consultancy cost; other costs; backup costs for additional workload and inflation.

23. “total revised investment” refers to total investment valid at the time of negotiating electricity price, in which total investment is revised to calculate electricity price when revising construction investment projects in following cases:

...

...

...

+ Appearance of factors that introduce higher effectiveness for the projects once project developers have proven the financial and socio-economic efficiency brought upon by revising the projects; 

+ Direct impact on the projects due to changes to construction planning;

+ Construction price indices publicized by Ministry of Construction, People’s Committees of provinces during project execution period exceeding construction price indices employed to calculate for inflation scenario under approved total project investment;

+ Project revision as a result of investment guideline revision.

24. “investment for settlement” refers to all legitimate costs required in investment process to bring projects into use.  Legitimate costs are all costs within the scope of approved projects, designs, estimates; construction contracts signed as per the law, including approved amendments thereto. Investment for settlement must be within total approved (or revised) investment as per the law.

25. “Circular No. 56/2014/TT-BCT” refers to Circular No. 56/2014/TT-BCT dated December 19, 2014 of Minister of Industry and Trade on methods of determining electricity generation price; procedures for inspecting power purchase agreements.

Chapter II

METHODS OF DETERMINING ELECTRICITY GENERATION PRICE

Section 1. METHODS OF DETERMINING ELECTRICITY GENERATION PRICE FOR NEW POWER PLANTS

...

...

...

1. Electricity generation price of power plants shall be developed on the basis of:

a) Legitimate costs of project developers throughout economic life of projects;

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

2. Electricity generation price of power plants consists:

a) PPA price: Agreed upon by both parties and developed according to Article 4 of this Circular;

b) Specific connection price: Agreed upon by both parties and determined according to Article 8 of this Circular.

3. Electricity generation price does not include VAT, water resource tax, fee for licensing rights to extract water resource, forest environmental service fee, environmental protection fee for solid waste and for industrial wastewater (applicable to thermal power plants) and other taxes, fees, monetary charges according to the Government (except for fees and charges included in electricity price solutions).

4. PPA price for comparing with price range for electricity generation in the base year

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

...

...

...

PPA price, or P_C, (VND/kWh) shall be determined using following formula:

P_C = P^CD + P^BD

1. P^CD (VND/kWh) refers to fixed price in the base year and is determined using following formula:

P^CD = FC + FOMC_b

In which:

FC: Fixed cost determined under Article 5 of this Circular (VND/kWh);

FOMC_b­­: Operational and maintenance costs in the base year determined under Article 6 of this Circular (VND/kWh);

2. P^BD (VND/kWh) refers to variable prices in the base year.

a) For thermal power plants, P^BD shall be determined using following formula:

...

...

...

In which:

: Components of variable price revised according to variation of cost of primary fuel (coal, natural gas, LNG) of power plants in the base year, determined using method under Clause 1 Article 7 of this Circular (VND/kWh);

: Components of variable price revised according to variation of cost of secondary fuel (oil) of power plants in the base year, determined using method under Clause 2 Article 7 of this Circular (VND/kWh);

: Components of variable price revised according to other variations of power plants in the base year, determined using method under Clause 3 Article 7 of this Circular (VND/kWh).

: Transportation cost for primary fuel for generating electricity in the base year, determined using method under Clause 4 Article 7 of this Circular (VND/kWh).

b) For thermal power plants, regular maintenance cost in the base year is calculated in operational and maintenance cost according to major repair cost and other costs of the base year, thus, P^BD equals 0.

3. Costs for experimenting, testing operation and inspecting for acceptance of power plants:

a) For costs for experimenting, testing operation and inspecting for acceptance deriving before commercial operation date (COD): payment for such costs before the COD shall be agreed upon by both parties on the basis of total approved project investment; 

b) For costs for test operation deriving during operation of power plants: Agreed upon by both parties.

...

...

...

1. Average fixed cost (FC) of power plants is determined on the basis of financial analysis of projects in Schedules 1 and 2 under Annex 2 attached to this Circular. Input indices to determined FC of power plants are determined according to Clause 2 of this Article.

2. Input indices used for calculating FC of power plants

a) Total investment:

Total investment refers to total investment valid at the time of negotiating electricity price for calculating electricity price, including all costs within investment responsibility of the Seller until the connection points of power plants which consist of:

- Power plants;

- Infrastructure, wharfs for power plants, LNG import ports (for power plants utilizing LNG), other relevant costs and costs allocated to projects (if any);

Specific connection costs shall conform to Article 8 of this Circular.

b) Economic life: Conform to Annex 1 of this Circular, unless otherwise prescribed by competent authority;

c) Electricity generated on average over multiple years at generator terminals:

...

...

...

- For hydroelectric power plants: Determine according to approved fundamental design or written approval of competent agencies (kWh).

d) Percentage of used electricity and depreciation of step-up transformers of power plants, depreciation of power lines from step-up transformers of power plants to points of connection (if any): Is a value smaller than value determined according to approved fundamental design of power plants or according to technical documents of equipment manufacturers (%);

dd) Period in which depreciation of each primary fixed asset category is accounted for: Determined on the basis of period in which depreciation of each primary fixed asset category is accounted for based on the period regulated by Ministry of Finance from time to time or based on written permission of competent authority (if any) (year);

e) Owner’s equity rate, loan capital and investment capital phases in total investment:

Determined according to decision on approving investment projects and capital mobilization situation at the time of negotiating, conforming to regulations and law issued by competent authority. Minimum owner’s equity shall be 15% of total investment of projects;

g) Interest rate and repayment period during operation period: Based on loan agreements, documents between project developers and credit institutions, lending banks;

h) Corporate income tax rate, other taxes, fees: Determined according to relevant law provisions.

Article 6. Methods of determining operational and maintenance costs of power plants

Operational and maintenance cost in the base year FOMC_b (VND/kWh) is determined using following formula:

...

...

...

In which:

: Operational and maintenance cost according to major repair cost and other costs of the base year, determined according to Clause 1 of this Article (VND/kWh);

: Operational and maintenance cost according to personnel cost in the base year, determined according to Clause 2 of this Article (VND/kWh).

1. Operational and maintenance cost based on major repair cost and other cost in the base year  (VND/kWh) determined using following formula:

In which:

: Total major repair cost and other costs in the base year including major repair cost, secondary material costs, externally purchased material cost, other monetary cost (VND).

In case of failure to determine total major repair cost and other costs after using formula under this Clause, calculate TC_scl in the base year using following formula:

TC_scl =VDT_XD+TB x k_scl

...

...

...

VDT_XL+TB: Total construction costs and equipment costs determined on the basis of total investment specified under Point a Clause 2 Article 5 of this Circular (VND);

k_F,scl: Percentage of major repair cost and other costs (%) of power plants agreed upon by both parties and not exceeding value under Annex 1 hereof;

A_GN: Average power generated over multiple years at delivery points between the Buyer and the Seller (kWH) and calculated as follows:

- For thermal power plants:

In which:

Pt: Generator terminal capacity under approved design (kW);

T_max: Average hours in which power plants operate at maximum capacity, determined according to Point c Clause 2 Article 5 hereof (hour);

t_td: Percentage of electricity used and depreciation of step-up transformers of power plants, power line depreciation from step-up transformers to connection points with national electrical grids, determined according to Point d Clause 2 Article 5 hereof (%);

...

...

...

- For hydroelectricity power plants:

In which:

A_bq : Average power generated over multiple years at generator terminals, determined according to Point c Clause 2 Article 5 hereof (kWh);

t_td : Percentage of electricity used and depreciation of step-up transformers of power plants, power line depreciation from step-up transformers to connection points with national electrical grids, determined according to Point d Clause 2 Article 5 hereof (%).

2. Operational and maintenance cost based on personnel cost in the base year  (VND/kWh) determined using following formula:

In which:

TC_nc: Total personnel cost in the base year include cost for salary, social insurance, health insurance, union fee and other allowances (VND);

...

...

...

- In case salary for calculating personnel cost of power plants equals region-based minimum wage  of the year in which electricity price is calculated: Conversion rate conforms  to region-based minimum wage;

- In case of inability to determine total personnel cost as specified above: Adopt following formula:

TC_nc =VDT_XL+TB x k_F,nc

In which:

VDT_XL+TB: Total construction cost and equipment cost determined on the basis of total investment specified under Point a Clause 2 Article 5 of this Circular (VND);

k_F,nc: Percentage of personnel cost (%) of power plants agreed upon by both parties without exceeding value under Annex 1 hereof;

A_GN : Average power generated over multiple years at delivery points between the Buyer and the seller and calculated according to Clause 1 of this Article (kWh);

Article 7. Methods of determining variable price of thermal power plants

Variable price, P^BD, of thermal power plants in the base year (VND/kWh) is determined using following formula:

...

...

...

In which:

: Components of variable price revised depending on variation of primary fuel price of power plants in the base year, determined using method under Clause 1 of this Article (VND/kWh);

: Components of variable price revised depending on variation of secondary fuel price (oil) of power plants in the base year, determined using method under Clause 2 of this Article (VND/kWh);

: Components of variable price revised depending on other variations of power plants in the base year, determined using method under Clause 3 of this Article (VND/kWh).

: Transportation cost for primary fuel for generating electricity in the base year, determined using method under Clause 4 of this Article (VND/kWh).

1.  is determined using following formula:

In which:

: Average net heat loss rate of primary fuel agreed upon by both parties and not greater than fundamental design/technical design corresponding to total investment for calculation of electricity price or specifications of equipment manufacturers, determined corresponding to load level under Annex 1 hereof;

...

...

...

Primary fuel price in the base year is calculated by weighted average of PPA or written agreements (VAT not included), unit of measurement: VND/kcal or VND/kJ or VND/BTU.

2.  is determined using following formula:

In which:

: Average net heat loss rate of secondary fuel (oil) agreed upon by both parties (kg/kWh);

: Price of secondary fuel (oil) in the base year includes costs for transporting to power plants and other fees as per the law (VAT not included) (VND/kg).

3.  is determined using following formula:

In which:

...

...

...

C_kd: Total initiation costs include fuel costs, other costs serving initiation (VND); number of initiation sessions agreed upon by both parties on the basis of electrical grid demand and operational characteristics of power plants;

C_k: Annual regular repair and maintenance costs including regular repair and maintenance costs calculated on the basis of total construction and equipment investment of power plants, percentage of regular repair and maintenance costs agreed upon by both parties without exceeding value under Annex 1 hereof and costs for dredging port entry agreed upon by both parties (if any) (VND);

A_GN­: Average electricity generated over multiple years at delivery points between the Buyer and the Seller and calculated according to Clause 1 Article 6 hereof (kWh).

4.  is determined using following formula:

In which:

: Average net heat loss rate determined according to Clause 1 Article 7 hereof.

: Transportation price for primary fuel for generating electricity in the base year (VAT not included), unit of measurement: VND/kcal or VND/kJ or VND/BTU and determined as follows:

- For coal-fired thermal power plants: weighted average according to coal transportation agreements or written agreements;

...

...

...

- For LNG-fired thermal power plants: weighted average according to LNG transportation agreements, LNG storage, regasification and distribution contracts (if any) or other written agreements.

For fuel sale contracts in which primary fuel price, , has inlcuded transportation price for primary fuel, fees for collection, transportation, distribution, storage and regasification, repsective  shall equal 0.

Article 8. Methods of determining specific connection prices of power plants

1. Specific connection prices (PDT) serve to salvage specific connection costs implemented by project developers of power plants or is allocated and agreed upon with the Buyer on the basis of specific connection costs, investment capital components, loan interest during operation period according to loan agreements, costs for managing, operating and maintaining and other factors according to agreement between both parties to ensure that project developers recover costs for constructing, managing, operating and maintaining as per the law.   Unit of measurement: VND/kWh or VND/kW or VND/month.

2. Once specific connection costs are settled, parties shall recalculate specific connection prices using method under Clause 1 of this Article.

3. Specific connection costs shall be considered legitimate costs and included in electricity purchase prices in methods of calculating average electricity retail price of EVN.   

Article 9. Methods of determining electricity generation price for other power plants

For other power plants, based on principles under Section 1 of this Chapter, the Buyer and the Seller shall develop methods of determining electricity generation price and PPA depending on practical situations of power plants, request Electricity Regulatory Authority of Vietnam and report to Ministry of Industry and Trade.

Section 2. METHODS OF DETERMINING ELECTRICITY GENERATION PRICE OF POWER PLANTS ENTERING COMMERCIAL OPERATION

...

...

...

For power plants with expired PPAs and unexpired economic life: Electricity generation price under current PPAs shall continue to apply to subsequent years until economic life expires.

Article 11. Methods of determining electricity generation price for power plants with expired economic life

1. Fixed price of power plants with expired economic life is determined in a manner that enables power plants to recover costs serving electricity production, according to period for calculation shall conform to frequency of major repair of primary equipment and according to agreement on reasonable interest.   In case competent authority approves period for calculation in writing, comply with written approval of competent authority.

2. Variable price of power plants with expired economic life is determined according to Article 7 hereof. 

3. In case a power plant with expired economic life is subject to investment and upgrade, both parties shall agree upon, negotiate PPA value of power plants based on Articles 4, 5, 6, and 7 hereof and conforming to depreciation period of primary equipment subject to upgrade.

Article 12. Methods of determining electricity generation price for power plants under renegotiation based on settled investment capital

For power plants where both parties have the rights to renegotiate electricity price based on settled investment capital according to Clause 2 Article 28 hereof: After determining settled investment capital, the Seller is responsible for sending documents related to settled investment capital to the Buyer. Both parties shall renegotiate electricity price based on following principles:

1. Methods of determining PPA value according to Article 4 hereof.

2. Indicators for calculating PPA value shall conform to Article 4 hereof and input indicators are updated at the same time settled investment capital is determined.

...

...

...

4. Electricity generation price shall be applied from the commercial operation date of power plants, fixed price of each year according to Article 13 hereof; do not revise annual fixed price of years preceding the date on which parties sign contracts for revising PPA based on electricity price identified on the basis of settled investment capital. 

Section 3. METHODS OF DETERMINING POWER PURCHASE AGREEMENT VALUE BY EACH YEAR OF PPAS

Article 13. Principles of determining annual fixed price of power purchase agreements

1. Both parties have the rights to adopt weighted average fixed price agreed upon during years under contracts.

In case both parties agree on converting average fixed price to fixed price of each year, these fixed prices must be determined in a manner satisfactory to Clause 2 of this Article.

2. On the basis of practical loan capacity and financial capacity of projects, both parties shall negotiate about average fixed price of power plants and convert to annual fixed cost (FC_j fixed cost of year j) as long as average fixed cost does not change compared to mutually agreed value and following principles are complied:

a) Financial discount rate when calculating annual fixed price agreed by both parties according to the IRR of power plants;

b) Projects developers shall return loans for investment and construction of power plants according to deadline for repaying loan capital.

Article 14. Principles of adjusting electricity generation price of each year under power purchase agreements

...

...

...

a) Components of operational and maintenance costs according to major repair costs and other costs shall be adjusted based on inflation rate of average costs under Annex 1 hereof.  Both parties shall conduct research, propose solutions for adjusting components of operational and maintenance costs according to major repair costs and other costs for items in foreign currency; 

b) Components of operational and maintenance costs according to personnel costs shall be adjusted based on variation of minimum region-based wages at the time of payment or based on CPI publicized by General Statistics Office of Vietnam without exceeding 2.5%/year.

2. On an annual basis, based on total loan in foreign currency, plans for repaying loan in foreign currency, figures on principle debt paid in practice, conversion rate agreed upon by both parties in electricity price solutions and conversion rate of the previous year, both parties shall calculate difference in rates, propose payment solutions, send to Electricity Regulatory Authority of Vietnam and request Ministry of Industry and Trade to consider approving payment solutions.

Foreign exchange rate difference (FED) is calculated using following formula:

In which:

m: Number of foreign currency in electricity solution both parties agree upon (number);

n: Number of times principle debt in foreign currency i is paid in calculating year (time);

D_i,j: Number of principle debt in foreign currency paid for the j^th time foreign currency i in practice in calculating year. Principle debt in foreign currency i paid in practice in calculating year must not be greater than principle debt in foreign currency i in respective year in electricity price solutions agreed upon by both parties;

...

...

...

λ_i,b: Base conversion rate of foreign currency i agreed upon by both parties under electricity price solutions (.../VND).

Article 15. Methods of determining power purchase agreement value of power plants at the time of payment

PPA value of power plants at the time of paying electricity bill in month t, year j: P_C,j,t (VND/kWh) is determined using following formula:

In which:

FC_j: Fixed costs in year j determined according to Clause 1 of this Article (VND/kWh);

FOMC_j,t: Operational and maintenance costs in month t, year j determined according to Clause 2 of this Article (VND/kWh);

: Variable price in month t, year j determined according to Clause 3 of this Article (VND/kWh).

1. Fixed costs in year j: FC_j is determined according to Article 13 hereof.

...

...

...

In which:

: Components of operational and maintenance costs according to major repair costs and other costs in year j (VND/kWh);

: Components of operational and maintenance costs according to personnel costs in month t, year j (VND/kWh).

a) Components of operational and maintenance costs according to major repair costs and other costs are determined using following formula:

In which:

: Operational and maintenance costs according to major repair costs and other costs in the base year determined according to Clause 1 Article 6 hereof;

i: Inflation rate of components of operational and maintenance costs according to major repair costs and other costs specified under Annex1 hereof;

...

...

...

b) Components of operational and maintenance costs according to personnel costs in month t, year j:  determined as follows:

- In case wages in electricity price solutions equal minimum region-based wages, apply following formula:

In which:

: Operational and maintenance costs according to personnel costs in the base year determined according to Clause 2 Article 6 hereof;

: Minimum region-based wages at the time of payment in month t, year j (VND/month);

: Minimum region-based wages in the base year (VND/month).

- In case total personnel costs: TC_nc are calculated based on construction and equipment investment, apply following formula (VND/kWh):

...

...

...

: Operational and maintenance costs according to personnel costs in the base year, determined according to Clause 2 Article 6 hereof;

i₁: Inflation rate of components of operational and maintenance costs according to personnel costs, determined based on consumer price index (CPI) in year (j-1) compared to year (j-2) publicized by General Statistics Office of Vietnam in December of year (j-1) without exceeding 2.5%/year;

l: Order of payment year starting from the base year (for the base year: l = 1, i₁ = 0).

3. Variable prices of thermal power plants in month t, year j:  (VND/kWh) are determined using following formula:

In which:

: Components of variable prices adjusted according to variation of primary fuel prices of thermal power plants in month t, year j, determined according to Point a of this Clause (VND/kWh);

: Components of variable prices adjusted according to variation of secondary fuel (oil) price of power plants in month t, year j determined according to Point b of this Clause (VND/kWh);

: Components of variable prices adjusted according to other variations of power plants in year j, determined according to Point c of this Clause (VND/kWh).

...

...

...

a) Components of variable prices adjusted according to variation of primary fuel prices of power plants in month t, year j:  are determined using following formula:

In which:

: Average net heat loss rate determined according to Clause 1 Article 7 hereof;

k_HR: Coefficient for average net heat loss rate for actual operating coditions depending on temperature of coolant and ambient temperature agreed upon by both parties;

k_HS: Percentage of capacity reduction in year j (%);

l: Year of commercial operation of power plants;

 : Primary fuel price for electricity generation at the time of payment in month t, year j, determined by weighted average based on quantity of invoices under fuel sale contracts at the time of calculation.

b) Components of variable prices adjusted according to variation of secondary fuel (oil) price of power plants in month t, year j:  are determined using following formula:

...

...

...

In which:

: Components of variable prices adjusted according to variation of secondary fuel (oil) prices of power plants in the base year, determined under Clause 2 Article 7 hereof;

k_HS: Percentage of capacity reduction in year j (%);

l: Year of commercial operation of power plants;

: Secondary fuel (oil) prices for electricity generation including fees for transporting to power plants at the time of payment in month t, year j;

: Secondary fuel (oil) prices for electricity generation in the base year determined under Clause 2 Article 7 hereof.

c) Components of variable prices adjusted according to other variations of power plants in year j:  determined using following formula:

In which:

...

...

...

i: Inflation rates of components of variable prices adjusted according to other variations based on rates under Annex 1 hereof.

k_HS: Percentage of capacity reduction in year j (%);

l: Year of commercial operation of power plants.

d) Fees for transporting primary fuel of power plants in month t, year j:  (VND/kWh) are determined using following formula:

In which:

: Average net heat loss rate determined according to Clause 1 Article 7 hereof.

k_HR: Coefficient for adjusting average net heat loss rate depending on practical operating conditions, coolant temperature and ambient temperature agreed upon by both parties;

k_HS: Percentage of capacity reduction in year j (%);

...

...

...

: Fees for transporting primary fuel at the time of payment in month t, year j are determined by weighted average based on quantity of invoices according to fuel transport agreements, LNG storage, regasification and distribution contracts (if any) (VATnot included), to be sepcific:

- For coal-fired thermal power plants: weighted average according to coal transportation agreements;

- For gas-fired thermal power plants: weighted average according to fees for collecting, transporting and distributing gas;

- For LNG-fired thermal power plants: weighted average according to LNG transportation agreements, LNG storage, regasification and distribution contracts (if any).

For fuel sale contracts already including primary fuel transportation prices, components of primary fuel transportation prices  shall equal 0.

4. Total costs for initiation in month t of thermal power plants  (VND), are determined using following formula:

In which:

u: Machine order of power plants;

...

...

...

f: Type of fuel (for primary fuel f = 1; secondary fuel f = 2);

s: Initiation status of machines;

S: Initiation status number of machines;

p_u,f,s: Number of ignitions of machines u, use fuel f, in initiation status s in the month;

M_u,f,s: Amount of coal (kg) or gas (BTU) consumed for a single instance of initiation of machines u, using fuel f in initiation status s;

D_u,f,s: Fuel unit price for a single instance of initiating machines u, using f, in initiation status s, determined, determined in VND/kg for coal and VND/BTU for gas;

: Total of other costs serving initiation.

Payment for initiation costs of thermal power plants shall conform to regulations on electricity market publicized by Ministry of Industry and Trade.

Chapter III

...

...

...

Article 16. Adoption of model power purchase agreements

1. For new power plants and power plants negotiating according to Article 10 hereof, on the basis of model power purchase agreements under Annex 3 hereof, the Buyer and the Seller shall negotiate and add clauses depending on practical situations of power plants (if necessary).

2. The Buyer and the Seller shall agree and be responsible for submitting reports on power purchase agreement negotiation results to Electricity Regulatory Authority of Vietnam according to Article 19 hereof.

Article 17. Procedures for negotiating power purchase agreements

1. For new power plants, power purchase agreements between parties must be signed before the construction commencement date.

2. The Seller is responsible for preparing request for power purchase agreement negotiation and sending to the Buyer for negotiation and adoption of procedures for signing power purchase agreements.

3. Within 15 working days from the date on which adequate written request from project developers is received, the Buyer is responsible for organizing power purchase agreement negotiation with the Seller. At the end of negotiation process, both parties must initial the draft power purchase agreements.  

4. After draft power purchase agreements have been initialed, the Buyer and the Seller shall agree and be responsible for reporting to Electricity Regulatory Authority of Vietnam.

Article 18. Request for power purchase agreement negotiation

...

...

...

a) Official Dispatch requesting power purchase agreement negotiation;

b) Draft power purchase agreements using form under Annex 3 hereof and revisions depending on practical conditions of power plants (if any);

c) Approval of investment guidelines or Decision on investment guidelines or investment registration certificate of projects;

d) Decision on investing in construction, explanation and reports on appraisal of power plant investment projects of independent consultants, attached documents;

dd) Decision on approving total investment for the first time or revised total investment of projects valid at the time of negotiating electricity price and primary contents in fundamental design of investment projects relating to power purchase agreement negotiation, appraisal reports on fundamental design;

e) Agreements on connecting power plants to national grids together with connection solutions; agreements on SCADA/EMS and regulating information systems; agreements on protective and automatic relay systems;

g) Loan agreements or documents between project developers and creditors, plans or facts of disbursement of loans;

h) Fuel supply contracts for power plants, specifying fuel prices for electricity generation, fuel transportation costs, LNG storage, regasification and distribution costs and additional costs, fuel delivery points and deadline for fuel supply;

i) Documents on calculating capacity and electricity loss of transformers and power lines from step-up transformers to connection points with national electrical grids and documents on electricity used in power plants;

...

...

...

l) Electricity solutions determined according to Section 1 and Section 3 Chapter II hereof;

m) Other relevant documents.

2. Request for power purchase agreement negotiation of power plants entering commercial operation includes but are not limited to:

a) Official Dispatch requesting power purchase agreement negotiation;

b) Draft power purchase agreements using form under Annex 3 hereof;

c) Available documents on power purchase agreements;

d) Technical dossiers of power plants, technical specifications of SCADA/EMS systems, protective and automatic relays, machine P-Q operational characteristics;  

dd) Fuel supply contracts for power plants;

e) Electricity solutions of power plants determined according to Section 1, Section 2, and Section 3 Chapter II hereof;

...

...

...

Article 19. Procedures for inspecting power purchase agreements

1. After negotiating power purchase agreements, both parties shall agree and be responsible for submitting reports on inspection of power purchase agreement and documents under Article 18 hereof to Electricity Regulatory Authority of Vietnam.  

2. Within 5 working days from the date on which applications for inspection of power purchase agreements are received, Electricity Regulatory Authority of Vietnam is responsible for examining legitimacy of the applications and requesting both parties to submit additional documents if necessary as per the law.  

3. Within 30 working days from the date on which adequate applications for inspection of power purchase agreements are received, Electricity Regulatory Authority of Vietnam is responsible for examining and providing feedback on power purchase agreements.  

4. Within 30 working days from the date on which feedback on power purchase agreement is provided, both parties are responsible for officially signing the power purchase agreements. In case Electricity Regulatory Authority of Vietnam fails to provide feedback on power purchase agreements before the deadline under Clause 3 of this Article, both parties may officially sign the power purchase agreements based on clauses agreed upon.    The Buyer is responsible for sending 1 copy of signed power purchase agreements to Electricity Regulatory Authority of Vietnam for storage and implementation monitor.

5. In case electricity under Clause 4 Article 3 hereof according to recommendations of the Seller exceeds price range for electricity generation publicized by Minister of Industry and Trade, both parties are responsible for reporting, explaining and proposing solutions to enable Electricity Regulatory Authority of Vietnam to consider and report to Minister of Industry and Trade.

Article 20. Revision of power purchase agreements in case of changes to regulations and policies promulgated by competent authority

1. In case changes to regulations and policies promulgated by competent authority affect legal benefits of the Buyer or the Seller in a negative manner, both parties hold the right to renegotiate electricity generation price.  

2. In case the Seller is assigned to invest in upgrade and renovation of power lines and electrical substations according to planning, both parties hold the right to negotiate additional specific connection costs to enable project developers of power plants to recover construction, management, operation and management costs as per the law.

...

...

...

4. In case solutions developed by power plants for disposing, selling ashes and slags are approved by competent authority to be satisfactory to refuse, emission and environmental protection standards, the Buyer and the Seller shall add these costs to components of costs for disposing, selling ashes and slags which are specific components of costs for disposing, selling ashes and slags under power purchase agreements following these principles: (i) Investment scope, procedures for ash and slug disposal must be approved by competent authority; (ii) Selection of entities for disposing ashes and slags of power plants must conform to regulations and law, ensure competitiveness and transparency; (iii) Both parties shall settle costs for disposing ashes and slags according to practical situations of the previous year.    Revenues generated from sale of ashes and slags of power plants shall be utilized to reimburse costs for disposing ashes and slags and reduce electricity price of power plants.

Chapter IV

IMPLEMENTATION

Article 21. Responsibilities of Ministry of Industry and Trade

1. Guiding natural gas consumption mechanisms in power purchase agreements conforming to regulations under gas sale and purchase agreements and gas sale agreements approved by competent authority.  

2. Deciding on paying for differences in rates of power plants.

Article 22. Responsibilities of Electricity Regulatory Authority of Vietnam

1. Examining and providing feedback on power purchase agreements and revisions of power purchase agreements of power plants.

2. Guiding and dealing with difficulties arising during negotiation on power purchase agreements between parties.

...

...

...

4. Dealing with conflicts that arise during execution of power purchase agreements in case both parties agree to settle conflicts at Electricity Regulatory Authority of Vietnam.

5. Examining, consolidating and reporting to Ministry of Industry and Trade to consider paying for difference in rates among power plants after receiving reports of EVN.

Article 23. Responsibilities of Vietnam Electricity

1. Before January 31 each year, taking charge and cooperating with the Buyer and the Seller in calculating difference in rates in execution of power purchase agreements of the previous year according to Clause 2 Article 14 hereof, and reporting to Electricity Regulatory Authority of Vietnam. 

2. On an annual basis, considering and requesting Electricity Regulatory Authority of Vietnam to revise input figures for calculating power purchase agreement value according to Annex 1 hereof and other contents in this Circular (if any).

Article 24. Responsibilities of the Buyer

1. Agreeing with the Seller on redistributing specific connection costs to project developers of power plants connecting to power lines, electrical substations and revising specific connection costs (if any) to enable the Seller to recover construction, management, operation and maintenance costs for power lines and electrical substations as per the law.  

2. Negotiating power purchase agreements with the Seller; being responsible and guaranteeing accuracy, legitimacy of provided figures and documents. Agreeing with the Seller on submitting reports on inspection of power purchase agreements to Electricity Regulatory Authority of Vietnam as per the law.

3. Before January 15 each year, taking charge and cooperating with the Seller in calculating difference in rates in execution of power purchase agreements of the previous year according to Clause 2 Article 14 hereof, providing to EVN and reporting to Electricity Regulatory Authority of Vietnam. 

...

...

...

1. Negotiating with the Buyer, reporting to Electricity Regulatory Authority of Vietnam regarding inspection and signing of power purchase agreements as per the law prior to construction commencement date; being responsible and ensuring accuracy, legitimacy of provided figures and documents.

2. Developing construction investment projects for power lines and electrical substations to load capacity of power plants when assigned to implement construction investment by competent authority according to national electricity development planning and provincial planning (if any). Power lines and electrical substations must operate and load all capacity and electrical production of power plants in vicinity according to approved plans.

3. Allowing power plants within national electrical development planning or provincial planning to connect to power lines and electrical substations to send electricity to national electrical grid.

4. Agreeing with project developers of power plants on distributing and revising specific connection costs to enable project developers to recover construction, management, operation and maintenance costs for power lines and electrical substations as per the law.  

5. Being responsible for managing, operating and maintaining power lines and electrical substations within their investment and construction capacity as per the law.

6. Providing adequate information, being responsible, ensuring accuracy and legitimacy of figures and documents provided to relevant entities and agencies during power purchase agreement negotiation and inspection process.

7. The Seller is responsible for selecting fuel suppliers and/or transporters according to bidding laws, other regulations and law and legally responsible for ensuring equality, competitiveness and transparency except for following cases:

 (i) The Seller has signed mid-term or long-term fuel supply contracts with fuel suppliers;

 (ii) Natural gas supply contracts and fees for collecting, transporting and distributing natural gas conform to regulations of competent authority.

...

...

...

Prior to signing fuel transport contracts without bidding, the Seller must provide the Buyer with documents agreed upon under power purchase agreements.  Within 20 days from the date on which the Seller provide adequate documents and the Buyer has not provided feedback on selection of fuel transporters, the Seller and/or fuel transporters (depending on delivery conditions) may sign fuel transport contracts based on terms agreed upon.

The Seller is responsible for signing fuel purchase, sale and transport agreements according to applicable laws while ensuring competitive price and transparency.”

8. The Seller is responsible for all input figures for calculating power purchase agreement values and responsible for controlling and bidding for fuel supply and transport agreements while ensuring legal fuel sources, competitive price and transparency.

9. Before January 15 of each year, the Seller shall submit reports on execution of power purchase agreements of the previous year with the Buyer, difficulties that arise during execution of power purchase agreements and proposed solutions (if any) to Electricity Regulatory Authority of Vietnam.

10. Before January 15 each year, cooperating with the Buyer in calculating difference in rates in execution of power purchase agreements of the previous year according to Clause 2 Article 14 hereof, sending to EVN and reporting to Electricity Regulatory Authority of Vietnam. 

Article 26. Responsibilities of fuel suppliers and transporters

1. For gas fuel

(i) Domestic natural gas suppliers and transporters sign GSPA, GSA, gas transport agreements (GTA) as per relevant laws, in which:

- Price of domestically extracted natural gas is price of gas extracted from gas mines.

...

...

...

(ii) Fuel suppliers and transporters for fuel imported by pipes and for LNG shall provide gas according to relevant law provisions, in which:

- In case clauses of gas storage and distribution are exclusive in nature, fees for storage, regasification and distribution must be approved by competent authority.

- In case of delivery at ports for export: Price of import gas shall be price of gas at delivery points at ports for export.

- In case of delivery at gas distribution stations or LNG warehouses in Vietnam, gas price includes costs for purchasing import gas, LNG and legitimate costs related to import activities (if any) namely import tariffs, financial expenses, insurance, norm interest and other costs related to import activities of fuel suppliers.

2. For coal fuel

(i) In case of delivery at warehouses and ports of the Seller, selected coal suppliers are responsible for:

- Organize selecting coal transporters as per bidding laws and relevant law provisions on the basis of equality, competitiveness, transparency and legal responsibility.

- In case coal suppliers are unable to select coal transporters via bidding due to special causes, coal suppliers are responsible for selecting coal transporters following similar principles applied to the Seller under Clause 7 Article 25 hereof.

- Signing coal transport agreements with selected coal suppliers as per the law.  Prior to signing coal transport contracts not via bidding, selected coal suppliers are responsible for providing relevant documents to the Seller. 

...

...

...

- The Seller shall organize selection of coal transporters according to Clause 7 Article 25 hereof.

- Coal transporters selected by the Seller shall sign coal transport agreements as per the law with the Seller.  Prior to signing coal transport contracts not via bidding, selected coal suppliers are responsible for providing relevant documents to the Seller. 

Article 27. Amendments to Circular No. 57/2014/TT-BCT dated December 19, 2014 of Minister of Industry and Trade on methods and procedures for developing and promulgating price range for electricity generation

1. Amend Clause 3 Article 6 as follows:

“3. Investment unit cost refers to investment cost for 1 kW of average net capacity of standard power plants calculated on the basis of total investment valid at the time of calculating price range for electricity generation and current foreign exchange rate. Components of investment unit cost include:

a) Construction costs include costs for constructing structures, work items; deconstructing and dismantling old architectural components; leveling construction premises; constructing temporary structures; auxiliary structures serving construction; temporary housing structures for residential and construction operation;

b) Equipment costs including costs for purchasing technology equipment, training factory operation; installing, testing, calibrating; transporting, insurance, taxes and other relevant costs;

c) Compensations for land clearance and relocation costs according to decisions of competent authority; costs for fortifying construction foundation;

d) Project management costs include costs for organizing implementation of project management affairs from project development to inspection for acceptance and use;

...

...

...

e) Other costs including working capital during factory operation for acceptance, loan interests, loan costs during power plant constructions and other necessary costs;

g) Backup costs include costs for additional work load and inflation factor that occurs during construction period.”

2. Amend Point a Clause 4 Article 6 as follows:

“a) Loan interest rate r_d (%) determined by weighted average of interest rates of loans in domestic and foreign currency based on following formula:

r_d = D_F x r_d,F + D_D x r_d,D

In which:

D_F: Percentage of loans in foreign currency in total loans under Annex 1 hereof (%);

D_D: Percentage of loans in domestic currency in total loans under Annex 1 hereof (%);

r_d,F: Interest rates of loans in foreign currency determined on the basis of interest rates of loans in foreign currency of power plant projects which undergo electricity price negotiation in the last 5 years from the date on which price range for electricity generation (%/year);

...

...

...

3. Amend Article 8 as follows:

“Variable costs of standard power plants for year in which price range is applied (VC) refer to components for recovering fuel costs, other variable costs of standard power plants with number of hour operating at maximum capacity, determined by using following formula:

VC = HR x P_nlc x (1+f)

In which:

VC: Variable costs of standard power plants (VND/kWh);

HR: Net heat loss rate calculated at load level specified under Annex 1 hereof, unit of measurement: kcal/kWh or kJ/kWh or BTU/kWh;

f: Percentage of total costs for initiation, fuel – auxiliary material costs and other variable costs for electricity generation over primary fuel costs, specified under Annex 1 hereof (%);

P_nlc: Primary fuel costs of standard power plants, excluding transport fees; for coal-fired power plants that already include depreciation, management costs, insurance (if any); in case fuel supply agreements cannot separate fuel transport costs, primary fuel costs shall equal costs under primary fuel sale and purchase agreements; unit of measurement of P_nlc: VND/kcal or VND/kJ or VND/BTU.”

4. Revise net heat loss rate and primary fuel costs under Annex 2 as follows:

...

...

...

Net heat loss rate

HR

kcal/kWh or kJ/kWh or BTU/kWh

2

Primary fuel costs

P_nlc

VND/kcal or VND/kJ or VND/BTU

Article 28. Transition clauses

1. For power purchase agreements signed before the effective date hereof, both parties shall execute signed power purchase agreements until said agreements expire.

...

...

...

3. For power plants entering into power purchase agreements, if necessary, both parties shall negotiate and add k_HR according to Article 15 hereof.

4. For power plants entering into power purchase agreements, in case agreements on upstream consumption of gas are approved by competent authority, Ministry of Industry and Trade shall provide guidelines on gas consumption mechanisms for power plants and permit both parties to revise power purchase agreements.

5. For power plants whose construction has been commenced and power plants that have not concluded negotiation for power purchase agreement value before the effective date hereof, may negotiate after construction commencement date using methods under this Circular.  

Article 29. Entry into force

1. This Circular comes into force from February 22, 2021 and replaces following Circulars:

a) Circular No. 56/2014/TT-BCT;

b) Circular No. 51/2015/TT-BCT dated December 29, 2015 of Minister of Industry and Trade on amendments to Circular No. 30/2014/TT-BCT dated October 2, 2014 of Minister of Industry and Trade on operation of competitive electricity generation market and Circular No. 56/2014/TT-BCT;

2. Annuls Article 1 of Circular No. 13/2017/TT-BCT dated August 3, 2017 of Minister of Industry and Trade on amendments of Circular No. 56/2014/TT-BCT; Circular No. 30/2014/TT-BCT on operation of competitive electricity generation market and Circular No. 57/2014/TT-BCT on methods and procedures for developing and issuing price range for electricity generation;

3. Annuls Article 134 and Annex 5 of Circular No. 45/2018/TT-BCT dated November 15, 2018 of Minister of Industry and Trade on operation of competitive electricity generation market and amendments to Circular No. 56/2014/TT-BCT;

...

...

...

PP. MINISTER
DEPUTY MINISTER




Dang Hoang An

ANNEX 1

PARAMETERS FOR THE CALCULATION OF POWER PURCHASE CONTRACT VALUE
(Attached to Circular No. 57/2020/TT-BCT dated 31 December 2020 of Minister of Industry and Trade)

No.

Entry

Parameter

...

...

...

Economic life

1

Coal-fired thermal power station

30 years

2

Gas turbine power plant

25 years

3

...

...

...

40 years

II

Proportion of thermal power station's operational and maintenance costs (%)

1

Proportion of major repair cost and other expenses (k_F,scl)

1.1

Coal-fired thermal power station

...

...

...

1.2

Gas turbine power plant

4.37%

2

Proportion of workforce cost (k_F,nc)

2.1

Coal-fired thermal power station

1.5%

...

...

...

Gas turbine power plant

1.9%

III

Proportion of hydroelectric plant’s operational and maintenance costs (%)

1

Proportion of major repair cost and other expenses (k_scl)

1.1

...

...

...

1.2%

1.2

Output scaled from 151 MW to 300 MW

0.9%

1.3

Output scaled at 301 MW or higher

0.6%

2

Proportion of workforce cost (k_nc)

...

...

...

2.1

Output scaled at 150 MW or lower

0.8%

2.2

Output scaled from 151 MW to 300 MW

0.5%

3.3

Output scaled at 301 MW or higher

0.3%

...

...

...

Number of hours of operating at maximum capacity over several years – T_max (hour)

1

Coal-fired thermal power station

6.500

2

Gas turbine power plant

6.000

V

...

...

...

1

Coal-fired thermal power station

1.3%

2

Gas turbine power plant

3%

VI

Proportion of annual cost for repair and regular maintenance (%)

...

...

...

1

Coal-fired thermal power station

0.8%

2

Gas turbine power plant

0.8%

VII

Average cost slippage rate (% per year)

...

...

...

Slippage rate of components of the price for operation and maintenance by major repair cost and other expenses

2.5% per year

2

Slippage rate of components of variable price revised on the basis of other changes

2.5% per year

VIII

Average load of thermal power station

85%

...

...

...

PROJECT FINANCE ANALYSIS TABLES
(Enclosed to the Circular No. 57/2020/TT-BCT dated December 31, 2020 by Minister of Industry and Trade)

Table 1 – Business results forecast

Unit: …

No.

Entry

Year N

Year N+1

Year N+2

…

...

...

...

I

Total income

1

Electricity sales income

...

...

...

2

Other benefits gained from the project (if any)

...

...

...

3

Subsidy (if any)

II

...

...

...

1

Fixed asset depreciation cost

...

...

...

2

Operational and maintenance cost

...

...

...

Other expenses (if any)

4

Interest cost

...

...

...

III

Gross profit (I)-(II)

...

...

...

IV

Corporate income tax

V

Net profit (III)-(IV)

...

...

...

Note: - Revenues generated for sale of electricity do not include VAT, water resource tax, fees for licensing water resource extraction right, forest environment fee, environment protection fee for solid wastes/industrial waste water (applicable to thermal power plants) and other taxes, fees (if any).

- Table 01 is executed from the year when incomes arise.

Table 2 – Financial accumulation flow and financial norms

Unit: …

No.

...

...

...

…

Year N-1

Year N

Year N+1

…

Total

I

Source

...

...

...

1

Electricity sales income

...

...

...

2

Other benefits gained from the project (if any)

...

...

...

3

Subsidy (if any)

4

...

...

...

5

Recovery of working capital (in the final year of the project)

...

...

...

II

Spending

...

...

...

1

Equity and loan capital (allocated according the project's progress

...

...

...

2

Other expenses (if any)

3

...

...

...

4

Interest cost

...

...

...

5

Corporate income tax

...

...

...

III

Financial accrual (I)-(II)

...

...

...

IV

Accrual of financial discounts

V

...

...

...

Note: - Revenues generated for sale of electricity do not include components of operational and maintenance cost, VAT, water resource tax, fees for licensing water resource extraction right, forest environment fee, environment protection fee for solid wastes/industrial waste water (applicable to thermal power plants) and other taxes, fees (if any).

- Table 02 is executed from the year when constructional works commence.

...

...

...

SAMPLE AGREEMENT FOR PURCHASE OF POWER
(Enclosed to the Circular No. 57/2020/TT-BCT dated December 31, 2020 by Minister of Industry and Trade)

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

POWER PURCHASE AGREEMENT

POWER PLANT OF …

Between

COMPANY [Name of the company]

(SELLER)

...

...

...

(Name of the company)

(BUYER)

CONTRACT NO. … /20…/HD-NMD-[Power plant’s name]

(location and date)

...

...

...

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

POWER PURCHASE AGREEMENT

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

Pursuant to Commercial Law dated June 14, 2005;

Pursuant to Civil Code dated November 24, 2015;

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

Pursuant to Circular No. ……………… of Minister of Industry and Trade on operation of competitive electricity sale market;

Pursuant to Circular No. ……………… of Minister of Industry and Trade on methods of determining electricity generation price and power purchase agreement price;

As per the parties' demands for sale and purchase of electricity,

...

...

...

The parties include:

The Seller: …

Address: ...

Telephone: …                                   Fax: …

Tax code: …

Account: …                                Bank: ...

Represented by: …

Title: …                                                   under authorization of: …                                    under written authorization No. …                                                    dated …

The Buyer: (Name of the company)

...

...

...

Telephone: …                                   Fax: …

Tax code: …

Account: …                                Bank: ...

Represented by: …

Title: …                                                   under authorization of: …                                    under written authorization No. …                                                    dated …

The parties agree to enter the Agreement for purchase of power from …………… Power Plant on the following terms:

Article 1. Definitions

In this contract, the following phrases and words are construed as follows:

1. “The Seller” refers to …………………… [Company] that owns the Power plant of …………..

...

...

...

3. “Connection point” refers to a point at which electrical equipment, electrical grids and power plants are connected to national electrical grid.

4. “The operator of national electric power system and electricity market” commands and controls the processes of generation, transmission and distribution of electricity in the national power system and manages transactions in the electricity market.

5. “National power system” consists of electric power generation equipment, power grids and ancillary equipment jointly connected and unanimously controlled on nation-wide scale.

6. “Primary measurement system” is composed of measurement equipment (meters, measurement current transformers, measurement transformers) and secondary circuits connected to the said equipment. The system is installed at the parties' agreed locations to set firm basis for the calculation of the production of electricity delivered.

7. “Backup measurement system” comprises every measurement equipment (meters, measurement current transformers, measurement transformers) and secondary circuits connected to the said equipment. The system Is installed at the parties’ agreed locations for testing and backing up the primary measurement system. It comprises equipment independent from but technically equivalent to those of the primary measurement system.

8. “Contract” refers to this power purchase agreement and its appendices and amendments.

9. “fuel (coal, natural gas, LGN) sale contract” refers to an agreement between a Seller and a fuel trading entity to provide fuel for power plants, is signed according to applicable law and guarantees legitimate fuel origin, competitive price and transparency.

10. “fuel (coal, natural gas, LGN) transportation agreement” refers to an agreement between a generating entity or a fuel trading entity and a fuel transport service provider to transport fuel to power plants, is signed according to applicable law and guarantees competitive price and transparency.

11. “liquefied natural gas (LNG) storage, regasification and distribution contracts” refer to agreements between generating entities or fuel traders and entities investing, managing LNG storage to store, perform regasification, distribute and supply gas materials for powers plants signed as per applicable laws and ensuring competitive price and transparency.

...

...

...

13. “Day” refers to a day in Gregorian calendar.

14. “The generator's date of commercial operation” means the date when the power plant's generator is ready to sell electricity to Buyer and satisfying relevant law provisions.

15. “The power plant’s date of commercial operation” refers to the date when the final generator enters commercial operation and satisfies relevant law provisions.  

(In case power purchase agreements are signed with power plant groups, commercial operation date shall be prescribed for each power plant).

16. “Power plant” refers to the Power plant [name of Power plant] with the maximum established output of … MW, including … generators at [power plant's location], each of which has an output of … MW.

17. “The electricity sector’s technical regulations and standards” include obligatory technical regulations issued by Vietnam's competent authorities and rules, standards and practices observed by international organizations and enforced by other nations in correspondence in line with the laws of Vietnam.

18. “Connection equipment” refers to power transmission lines, measurement equipment system, control devices, protective relay, circuit breakers, information and communication system and buildings synchronized for power plants' linkage with points of connection.

19. “Regulations of competitive electricity market” refer to regulations on operation of competitive electricity market by levels decided by competent authority.

Article 2. Effect and term of contract

...

...

...

This contract comes into force upon the parties’ authorized representatives’ official signing of the contract, unless otherwise stated.

2. Term of contract

Unless the contract is extended or prematurely terminated, term of contract shall be determined from the date on which the contract enters into effect until 25 years after the power plant’s date of commercial operation.

Article 3. Sale and purchase of electricity

1. Contract price: Conform to Annex V of the contract.

2. Contract output: Conform to Annex V of the contract.

3. Electricity price: On a monthly basis, the Buyer is obliged to pay the Seller amounts specified under Annex V hereof.

The parties agree to settle payables arising owing to the adjudication of disputes according to Article 8 of the contract.

(For power plants regulating fuel price and fuel consumption rate permitted by competent authority to be added to power purchase agreements, both parties shall revise accordingly).

...

...

...

The parties undertake that:

1. Each party is legally established to operate under the laws of Vietnam and has sufficient power to enter and execute the contract and posses adequate business capacities and assets to execute its contracted duties.

2. Each party's signing and execution of the contract do not violate its corporate regulations, the laws, other agreements that it engages in, and a court's rulings or verdicts against such party.

3. The parties’ signing and execution of the contract abide by their electrical operating licenses as issued by competent authorities and relevant laws.

4. The parties are not defendants in a lawsuit, whose result may remarkably alter contract parties’ financial capacities or ability to execute their contracted duties or the validity and effect of contract, in a court, commercial arbitration or before a competent governmental authority.

5. The parties undertake to precisely execute the duties and contents in this contract.

Article 5. Seller’s duties prior to the date of commercial operation

1. Requirements on licenses and written approvals

a) Seller is responsible for going through regulated formalities for competent authorities’ issuance of licenses and written approvals necessary for the construction and operation of the power plant. Seller undertakes to maintain compliance and conditions of such licenses according to the laws during the effective term of the contract;

...

...

...

2. Reporting of time points in the project schedule

a) The Seller guarantees time points in the project schedule according to clause I, Annex VII of the contract;

b) Before the … of the first month of a quarter, the Seller bears the duty to make and send the report on the power plant's building progress with valid copies to Buyer to evidence and assess the advancement of the project as per commitments and to propose solutions on maintaining time points of the project.

3. Connection, test and operation

Prior to the date of commercial operation, the Seller bears the duty to connect, test and operate the power plant and connection equipment according to the electricity sector’s technical regulations and standards and Ministry of Industry and Trade's regulation on power transmission system. Moreover, Buyer shall be given valid copies of the test results of the power plant.

4. Date of commercial operation

a) The Seller bears the duty to realize the date of commercial operation according to the project's time points as per the parties' stipulations in Annex VII of the contract or subsequent amendments. At least … month before commercial operation date of each generator, the Seller bears the duty to inform the Buyer officially in writing regarding feasibility of reaching commercial operation date. The Seller must send notice on reaching commercial operation date to the Buyer; the Seller is considered not reaching commercial operation date if fails to send the notice to the Buyer and provide documents specified under Annex VII hereof;

b) In case of failure to reach commercial operation date for each generator, the Seller holds the right to request the Buyer in writing to adjust commercial operation date and state reasons for adjusting commercial operation date. At least … days from the date on which written request for adjusting commercial operation date of the Seller is received, the Buyer must provide a written response for the adjustment. Buyer, if rejecting the Seller’s adjustment proposal, must specify reasons.

Article 6. Responsibilities for establishing connections and electricity measurement system

...

...

...

The Seller is responsible for:

a) Negotiating, investing, managing and operating the equipment for connection, transmission and delivery of electricity to Buyer at points of delivery according to Ministry of Industry and Trade’s regulation on power transmission system and relevant technical regulations and standards of the electricity sector;

b) Investing, installing, managing, operating and maintaining the power plant’s system equipment for collection, transmission of data, automatic control and protective relays for the power plant’s connection to SCADA/EMS system of the operator of national electric power system and electricity market. Such connection facilitates the operation of the power plant in the electricity market.

2. Measurement system

a) The Seller is responsible for investing, installing, managing, operating, maintaining and inspecting the equipment of the primary and backup measurement systems on a periodic basis according to Ministry of Industry and Trade’s regulation on electricity measurement. Competent or authorized organizations shall inspect the measurement equipment or verify the precision of such equipment. The measurement equipment must be secured with lead seal after the inspection;

b) Each party can request additional or random inspection of measurement equipment and system, if necessary. The Seller is responsible for organizing inspections at the Buyer’s request. In case variance of measuring instrument subject to irregular inspection, calibration is found to be greater than permitted limit, the Seller must pay for the irregular inspection and/or calibration. In case variance of measuring instrument subject to irregular inspection, calibration is found to be within permitted limit, entities requesting inspection and/or calibration shall pay for said inspection/calibration;

c) The Seller's duty is to inform the Buyer of the result of the inspection of measuring instrument.. The Seller's duty is to inform Buyer in advance of the inspection of measuring instrument. Buyer is responsible for assigning its witness of the process of seal removal, inspection and lead sealing of the meters;

d) If measurement equipment's deviations exceed the permissible limit according to the Ministry of Industry and Trade’s regulation on electricity measurement, the Seller is liable for adjusting or replacing such equipment. If one of the parties considers a meter damaged or not functional, it must promptly inform the other party. The Seller bears the duty of inspection and repair;

dd) The production of electricity is defined according to the method of delivery in Annex II of the contract.

...

...

...

(i) If the primary measurement system functions but generates deviations higher than the regulated precision level, the production of electricity traded is determined by the primary measurement system and interpreted to an equivalent value of electricity at the deviation rate of 0%. According to the adjusted result of measurement agreed by the parties, the Seller bears the duty to calculate the payables that one of the parties owes to the other. Such payables arise during the measurement system’s inaccurate time.

(ii) If the primary measurement system does not function, the parties consider the problematic conditions and actual deviations of measurement systems according to the inspecting entity’s records and figures approved by the parties to unanimously consent to a method for calculating the production of electricity to be adjusted during the time of inaccurate measurement. If the parties fail to agree to a method and the production of electricity trade requires adjustment, the parties are responsible for settling disputes according to Article 13 of the contract.

e) If the measurement equipment burns or breaks down, the Seller is responsible for having it replaced or repaired in the shortest time to make the equipment abide by technical requirements and resume to work. The replacements or repaired equipment, before used, must be inspected according to regulations.

Article 7. Power plant dispatch and operation

1. The Seller is responsible for conforming to regulations on dispatch and operation of power plants within national electrical grid according to Ministry of Industry and Trade’s regulations on power transmission system, operation of competitive power generation market and power system dispatch procedures, electricity sector’s technical regulations and standards and relevant documents. The Seller bears the duty to maintain and operate the power plant’s generators according to technical specifications in Annex I and Annex III of the contract.

2. The Seller bears the duty to install, operate and maintain the equipment to synchronize the power plant with the national power grids. The Seller is responsible for conforming to the Ministry of Industry and Trade’s regulation on power transmission system, electricity sector’s technical regulations and standards and other regulations upon the synchronization of the power plant with the national power grids.

3. If the methods for operation of national power grids bring threats to the power plant's primary equipment, cause injury, fatality or equipment damages, the Seller is allowed to disconnect the generators from the national electrical grid.

Article 8. Invoicing and payment

1. Invoicing and payment for electricity

...

...

...

- For when power plants have directly participated in competitive electricity market:

The Seller shall send notice on electricity bill and payment documents of the previous month to the Buyer following procedures under Regulations on competitive electricity market.

a) Before the … of each month, the Seller sends notice on electricity bill to the Buyer together with the immediate preceding month’s payment documents.

b) Within … days from the date on which payment documents are received, the Buyer verifies the accuracy of such documents. The Buyer, if detecting errors, informs the Seller in writing for the latter's correction of payment documents. The Buyer, after inspecting the payment documents, informs the Seller in writing of the former's endorsement of such documents;

c) Before the … of each month, the Seller must issue payment invoices to the Buyer. Such payment invoices are made in conformity to the regulations by Ministry of Finance;

d) The Buyer bears the duty to transfer all amounts invoiced for the immediate preceding month’s electricity through banks, by the deadline of payments as agreed by the parties. The Buyer shall incur bank transfer fees;

dd) In case of insufficient figures for invoice preparation at the time of issuing payment invoice, the Seller holds the right to calculate electricity bill in advance on the basis of reasonable estimation of missing figures. The adjusted payables constitute deductibles for the month when official figure is available.

2. Disputes in payment

a) If the Buyer does not consent to parts or all payables invoiced, it must inform in writing of the amounts invoiced and reasons of its disapproval prior to the payment deadline. The Buyer bears the duty to settle all undisputed payables by or on the due date of payment;

...

...

...

If disputes originate from the content of the payment list of the operator of national electric power system and electricity market, the parties’ actions shall be governed by the stipulations on resolutions for disputes in Ministry of Industry and Trade’s regulations on the operation of competitive electricity market.

c) If the party does not complains in writing about the payables in 30 days from the issue date of an invoice, it is deemed to waive its rights to complain about the payables invoiced.  

3. Calculation of interest

Imposition of interest:

a) The monthly payables for electricity deferred after the deadline according to Point d Clause 1 of this Article;

b) The payables arising according to a decision on dispute settlement according to Article 13 of the contract;

c) The adjusted payables for monthly electricity according to point dd, section 1 of this Article.

Interest accrues on monthly basis from the day immediately following the payment deadline to the actual date of payment fulfillment. The rate of such interest equals the average rate of 12-month deposit’s accrual interest rates for Vietnamese currency, as defined by four commercial banks including Vietcombank, Vietinbank, BIDV and Agribank or legitimate successors of such banks on the due date of the invoice, plus an annual interest margin rate of 3%.

4. Deductibles

...

...

...

Article 9. Events affecting the contract and legal remedies

1. The following events affect the Buyer’s execution of the contract.

a) The events related to the Seller’s dissolution or bankruptcy:

(i) The Seller is dissolved (except for pre-merger or pre-consolidation dissolution);

(ii) The Seller fails to settle due debts;

(iii) The Seller transfers or merges its entire entity with the creditors or with another entity for creditors’ benefits;

(iv) A court issues its rulings on the bankruptcy procedure against the Seller.

b) The Seller commits serious violations of its duties as stated in the contract and fails to correct such violations within 90 days upon the Buyer's notice of such violations;

c) The Seller is suspended by competent authorities’ decisions.

...

...

...

a) The events related to the Buyer’s dissolution or bankruptcy:

(i) The Buyer is dissolved (except for pre-merger or pre-consolidation dissolution);

(ii) The Buyer fails to settle due debts;

(iii) The Buyer transfers or merges its entire entity with the creditors or with another entity for creditors’ benefits  

(iv) A court issues its rulings on the bankruptcy procedure against the Buyer;

b) The Buyer commits serious violations of its duties as stated in the contract and fails to correct such violations within 90 days upon the Seller's notice of such violations;

c) The Buyer is suspended by competent authorities' decisions.

3. Legal remedies

a) If an event affecting the party’s execution of the contract occurs, the affected party has the right to enforce the legal remedies, as stated in Article 10 of this contract, against the perpetrating party;

...

...

...

Article 10. Contract termination

1. Termination of contract by agreement

The parties can engage in a written agreement on early termination of contract. For power plants participating in competitive electricity market satisfactory to electricity market, parties hold the rights to negotiate for premature termination of contract according to regulatory authorities’ documents to sign power purchase agreements according to new regulations.

2. Unilateral termination of contract

a) If an affecting event, as defined in Point a, Point c, Clause 1 or Point a, Point c, Clause 2, Article 9 of the contract, occurs, continues and affects one of the contract parties, the affected party is allowed to unilaterally terminate the contract 90 days after its delivery of a written notice to the other party;

b) If force majeure affects one party and continues in at least 180 days, the other party is allowed to unilaterally terminate the contract 30 days after its delivery of a written notice;

c) If an event affecting the party’s execution of the contract, as defined in point b, section 1 or point b, section 2, Article 9 of the contract, occurs, the affected party is allowed to unilaterally terminate the contract 30 days after its delivery of a written notice.

Article 11. Compensation for damage

1. The violating party is responsible for compensating the affected party for damages caused by the former's violations. Damages include losses, damages or costs that the affected party has incurred while executing its contracted rights and duties. The method for calculation of damages is governed by the Civil Code.

...

...

...

Article 12. Indemnity against responsibility

1. The violating party is exempt from liabilities in the following events:

a) An event of indemnity, as agreed by the parties, occurs;

b) One party's faults cause all of the other's violations;

c) One party commits violations when fulfilling a competent governmental authority's decisions, which the parties could not be aware of upon their signing of the contract;

d) Force majeure occur

Force majeure are unavoidable beyond one party’s control and obstruct or delay that party’s execution of its contracted duties, partly or fully, despite its implementation of rational measures, include but are not limited to:

i) A decision by a court or competent authority causing adverse effects on one party’s execution of its contracted duties;

ii) Natural disasters including fire, explosion, drought, flood, volcanic eruption, earthquake, landslide, tide, storm, tornado, hurricane or similar events;

...

...

...

iv) The Seller’s power plants or assets are nationalized, deprived or seized according to competent governmental authorities' decisions;

v) The Seller is not licensed by competent authorities or fails to obtain written approvals necessary despite its fulfillment of all duties according to the laws related to the said licenses and written approvals.

2. Announcement and confirmation of indemnity

a) The violating party must inform the other in writing of exemptions and possible consequences;

b) When indemnity ends, the violating party must immediately inform the other. If the violating party fails or delays its announcements to the other party, it must compensate for damages caused;

c) The violating party bears the duty to evidence its indemnity with the affected party.

3. Indemnity and refusal to execute the contract in force majeure

a) The party committing violations due to force majeure is responsible for regularly reporting to the other party about the former’s implementation of solutions against force majeure or information reasonably requested by the other party. Such reports shall evidence the violating party's adducing of force majeure. The other party must be informed of force majeure' end time in 48 hours from the finis of such events, unless loss of communication occurs;

b) The party affected by force majeure is only excused for its non-execution or delay of contracted duties due to such events after it release notices and executes duties of recovery according to point a of this Article;

...

...

...

Article 13. Settlement of disputes

1. If disputes between the contract parties arise, the party provoking disputes must inform the other party in writing of the contents of such disputes. The parties are responsible for discussing solutions against disputes in 60 days upon the date of the notice from the party raising such disputes. The parties are responsible for discussing disputes over payments in 15 days. The parties are allowed to negotiate and execute an extension of dispute settlement time in writing.

2. If the parties fail to settle disputes through discussions within the time limit as per section 1 of this Article, the parties shall agree to forward their disputes to the Electricity Regulatory Authority or other authorities as unanimously selected by the parties or unilaterally file lawsuits to settle disputes according to relevant laws.

Article 14. Restructuring of electricity sector and transfer of rights and duties

1. Restructuring of electricity sector and transfer of the Buyer’s rights and duties

The parties agree that the Buyer may be reorganized, restructured, dissolved or gradually deprived of its sole capacity of purchasing electricity for the conversion of the electricity sector's model to that of the competitive power market according to the pathway approved by Prime Minister or subsequent written amendments. When a competent governmental authority issues a decision on reorganizing, restructuring or dissolution, the Buyer is allowed to assign all or parts of its contracted rights and duties without the Seller's consent to one or many successors, which are defined by the competent governmental authority. Such successors are responsible for executing the Buyer’s legal rights and duties according to the laws.

The Seller must approve in writing all of the Buyer’s assignment or relegation of its rights and duties from this contract.

2. Transfer of the Seller’s rights and duties

The Seller is only allowed to assign its rights and duties from this contract to successor(s) after obtaining the Buyer’s written consent. The Buyer cannot reject the Seller’s assignment or relegation without a reason. However, the Seller can relegate or assign parts or all of its contracted rights and duties on financing or financial arrangements for the power plant without the Buyer’s agreement. The effect of this contract remains effective to continue the benefits and duties of the Seller's successors, assignees or relegated entities.

...

...

...

If competitive electricity sale market is replaced by other models as per competent governmental authorities' decisions during the term of this contract, the parties are responsible for negotiating changes or replacements of this contract in conformity with the new electricity market structure on the condition that the parties' electricity prices from the contract remain unaffected.

Article 15. Retention of documents and provision of information

1. Retention of documents

The parties are responsible for retaining documents, data, materials or information evidencing the accuracy of invoices, prices or calculations as per the contract or proving the parties' conformity to the contract.

2. Provision of information

Each party is responsible for providing the other party with figures, materials or papers necessary at reasonable level to evince the accuracy of payment invoices, pricing formulas or calculations as per the contract or verify the parties' abidance by the contract.

Article 16. Other expenses

Each party is responsible for paying taxes and fees or settling debts arising during its execution of the contract. The parties agree that this contract is not inclusive of expenses for power transmission, power distribution or similar expenses. Each party is responsible for covering such expenses according to regulations and law.

Article 17. Authorized representative and exchange of information

...

...

...

The authorized representatives of the contract parties are:

The Seller:                                                         The Buyer:

_________________________                __________________________

_________________________                __________________________

2. Exchange of information

a) Notices, invoices or essential information exchanged during the enforcement of this contract must be executed in writing. Their issue dates and relation to the contract must be clearly specified. The original of a fax must be sent by pre-paid post. Notices, invoices or information must be delivered to the following addresses:

The Seller: …

 ________________________________

The Buyer: …

...

...

...

b) Notices, invoices or information sent as per Point a of this Clause are deemed received:

(i) when delivered by hand; or:

(ii) when proof of delivery by guarantee post is signed; or:

(iii) when a fax is actually received and the sender attains a confirmation of no fax delivery errors; or:

(iv) when a regular postage's arrival is confirmed.

Article 18. Confidentiality

Each party bears the duty to maintain confidentiality of information and documents given by the other party as per the contract. Each party shall not disclose, publicize or exploit such information and documents for any purposes save the execution of its contracted duties. Exceptions are:

1. Documents and information are publicized or exploited according to the laws.

2. Documents and information are demanded by competent authorities.

...

...

...

Article 19. Other stipulations

1. Contract amendments

All amendments to the contract must agree upon by both parties in writing and reported to Electricity Regulatory Authority of Vietnam.

2. Completion of contract

This contract is the final complete agreement between the parties and replaces all previous discussions, information and correspondences arising prior to the signing of this contract.

3. Third party

This contract only benefits its parties and does not constitute any benefits or duties for a third party.

4. Void of joint venture

This contract does not constitute a joint venture or association between the parties or impose any legal duty or liability related to a joint venture or association on any of the parties. None of the parties is allowed to engage in or represent the other party to engage in an agent contract or act as a representative to perform duties against the other party.

...

...

...

One party's relinquishment of its contracted duties must be executed in writing and endorsed by its authorized representative’s signature. One party's non-execution or deferral of its rights from this contract shall not be construed as its abnegation of such rights.

6. Execution of remaining duties

Termination, closure or expiration of contract does not end the parties’ execution of their remaining duties as per the contract.

7. Applicable law

The contract is interpreted and executed as per Vietnamese laws.

8. Separability of contents

If a part of the contract does not correspond with the laws or becomes void as per a competent government authority’s decision, other parts of the contract sustain effect on the condition that remaining parts constitute sufficient contents without the ineffectual part.

This contract is executed into 09 equally valid originals. Each party retains 04 originals. The Buyer is responsible for sending one original to the Electricity Regulatory Authority of Vietnam./.

...

...

...

(Title)

(Sign and seal)

(Full name)

SELLER'S REPRESENTATIVE

(Title)

...

...

...

(Sign and seal)

(Full name)

Appendix I

PRIMARY PARAMETERS OF THE POWER PLANT

(Attached to Contract No. …… dated ………)

This includes description, charts and technical specifications of the power plant

(Primary specifications of the power plant shall be recalibrated after signing contracts for procurement of primary equipment of the power plant).

...

...

...

Appendix II

MEASUREMENT AND DATA COLLECTION SYSTEM

(Attached to Contract No. …… dated ………)

I. LOCATION AND FEATURES OF THE MEASUREMENT SYSTEM

1. Location for the installation of the measurement system:

2. The measurement system’s features must conform to Circular of Ministry of Industry and Trade on electrical measurement.

II. TECHNICAL REQUIREMENTS FOR THE MEASUREMENT SYSTEM

Technical requirements for measurement equipment, measurement circuit, lead seal method and meters' data gathering and reading system must abide by the regulations of Ministry of Industry and Trade on electrical measurement.

III. LOCATION FOR MEASUREMENT

...

...

...

Primary location for measurement:

Backup location 1 for measurement:

Backup location 2 for measurement:

Measurement location serving operation and figure reconciliation of electricity market:

IV. METHOD OF DETERMINING PRODUCTION OF ELECTRICITY DELIVERED

1. Production of electricity delivered

a) The following formula defines the production of electricity of the Buyer in a billed month:

A_G =

A_G:  Production of electricity that the Buyer pays to the Seller in the billed month (kWh)

...

...

...

A_N =

In which:

A_N: Production of energy delivered from grids of measurement points in the month (kWh).

2. During competitive electricity market phase, monthly electricity delivery method must conform to regulations on electricity measurement in competitive electricity market issued by Ministry of Industry and Trade.

Appendix III

AGREEMENT ON OPERATIONAL CHARACTERISTICS

(Attached to Contract No. …… dated ………)

...

...

...

AGREEMENT ON SCADA/EMS SYSTEM, COMMUNICATION, PROTECTIVE AND AUTOMATIC RELAYS

(Attached to Contract No. …… dated ………)

Appendix V

PRICE AND PAYMENT FOR ELECTRICITY

(Attached to Contract No. …… dated ………)

I. ELECTRICITY GENERATION PRICE

1. Power purchase agreement price

The following formula determines power purchase agreement price for a thermal power station at the payment time in month t, year j (P_C,j,t):

...

...

...

In which:

FC_j: Fixed price in the year j (VND/kWh);

FOMC_j,t: Price for operation and maintenance in month t, year j (VND/kWh);

: Variable price in month t, year j (VND/kWh).

For hydroelectric power plant, equals 0.

1.1. Fixed price:

Average fixed price (excluding value added tax) is ……… (VND/kWh);

The following table sets the annual fixed price FC_j (VND/kWh) from the initial date of commercial operation to the end of the power plant’s economic life (excluding value added tax):

Year

...

...

...

2

3

4

...

...

Fixed price (VND/kWh)

...

...

...

1.2. Price for operation and maintenance:

The following formula defines price for operation and maintenance in month t, year j:

In which:

: Components of price for operation and maintenance by major repair cost and other expenses in year j (VND/kWh);

: Components of price for operation and maintenance by workforce cost in month t, year j (VND/kWh).

a) Components of the fixed price for operation and maintenance by major repair cost and other expenses in year j:  is determined in the following formula (VND/kWh):

...

...

...

In which:

Components of fixed price for operation and maintenance by major repair cost and other expenses in the base year are … (VND/kWh);

i: Slippage rate of components of the price for operation and maintenance by major repair cost and other expenses according to this Circular;

l: Ordinal number of a payment year from the base year (I=1 in the base year).

b) Components of price for operation and maintenance based on personnel cost in month t, year j:  is determined using following formula (VND/kWh):

- In case salary for calculation in electricity price equals minimum region-based salary:

In which:

: Components of price for operation and maintenance based on personnel cost in the base year are …… (VND/kWh);

...

...

...

L_min,b: Minimum region-based salary in the base year is ...... (VND/month).

- In case total personnel cost TC_nc is calculated based on construction and equipment investment rate, components of price for operation and maintenance based on personnel cost are determined using following formula (VND/kWh):

In which:

: Components of price for operation and maintenance based on personnel cost in the base year (VND/kWh);

i₁: Slippage rate of components of price for operation and maintenance based on personnel cost, determined based on consumer price index (CPI) in the year (j-1) compared to that in the year (j-2) publicized by General Statistics Office of Vietnam in December of the year (j-1) but not exceeding 2.5%/year;

l: Ordinal number of a payment year from the base year (I = 1 in the base year, i₁ = 0).

1.3. Variable price:

Variable price in month t, year j:  (VND/kWh) is determined using following formula:

...

...

...

In which:

: Components of variable price adjusted based on variation of cost of primary fuel (coal, natural gas, LNG) of power plants in month t, year j (VND/kWh);

: Components of variable price adjusted based on variation of cost of secondary fuel (oil) of power plants in month t, year j (VND/kWh);

: Components of variable price adjusted based on other variations of power plants in year j (VND/kWh).

: Transport price for primary fuel of power plant in month t, year j (VND/kWh).

a) Components of variable price adjusted based on variation of cost of primary fuel:

: Components of variable price adjusted based on variation of cost of secondary fuel (oil) of power plants in month t, year j (VND/kWh): :

In which:

...

...

...

: price of primary fuel of billing period calculated by weighted average based on quantity of invoices according to power purchase agreements in the month (excluding value-added tax).

In case power purchase agreements cannot separate fuel transport price, price of primary fuel of billing period includes transport price for primary fuel.

k_HR: adjustable coefficient for average heat loss rate depending on practical operation conditions, temperature of coolant and ambient temperature agreed upon by both parties;

 k_HS: Percentage of performance attenuation in year j (%);

l: Order of commercial operation year, round up/down to the nearest year mark from the commercial operation date of the entire power plants;

In case the power plants do not import primary fuel during billing month, price of primary fuel shall equal price of primary fuel in the nearest month where primary fuel is imported;

b) Components of variable price adjusted based on variation of cost of secondary fuel:

Components of variable price adjusted based on variation of cost of secondary fuel (oil) of power plants in month t, year j (VND/kWh): :

...

...

...

: Components of variable price adjusted based on variation of cost of secondary fuel (oil) of power plants in the base year are ……… (VND/kWh);

k_HS: Percentage of performance attenuation in year j (%);

l: Order of commercial operation year, round up/down to the nearest year mark from the commercial operation date of the entire power plants;

: Price of secondary fuel (oil) for electricity generation including fees for transport to the power plants at the time of payment in month t, year j is …… (VND/kg);

: Price of secondary fuel (oil) for power generation in the base year is …... (VND/kg).

c) Components of variable price adjusted according to other variations:

Components of variable price adjusted based on variation of cost of secondary fuel (oil) of power plants in month t, year j (VND/kWh): :

In which:

...

...

...

k_HS: Percentage of performance attenuation in year j (%);

l: Order of commercial operation year, round up/down to the nearest year mark from the commercial operation date of the entire power plants;

i: Slippage rate of variable price adjusted based on other variations according to this Circular.

d) Transport price for primary fuel:

Transport price for primary fuel of power plants in month t, year j  (VND/kWh) is determined using following formula:

In which:

: Average heat loss rate is …………. Kcal/kWh or kJ/kWh or BTU/kWh.

k_HR: adjustable coefficient for average heat loss rate depending on practical operation conditions, temperature of coolant and ambient temperature agreed upon by both parties;

...

...

...

l: Order of commercial operation year of the power plants;

: Transport price for primary fuel at the time of payment in month t, year j is determined by weighted average by quantity of invoices under fuel transport agreements and contracts for storage, regasification and distribution of LNG (if any) or written agreements (excluding value-added tax), transport price for primary fuel shall be in VND/kcal or VND/kJ or VND/BTU;

In case electricity sale and purchase agreements cannot separate components of transport price, components of price for storage, regasification and distribution of LNG fuel, price of primary fuel shall include transport price for primary fuel.  In such case, transport price for primary fuel shall equal 0.

In case the power plants do not import primary fuel during billing month, transport price of primary fuel shall equal transport price of primary fuel in the nearest month where primary fuel is imported;

Unless the Seller has entered into mid-term and long-term fuel supply agreements with fuel suppliers, the Seller is responsible for organizing bidding to select fuel suppliers and/or transporters as per bidding laws and being legally responsible for ensuring equality, competitiveness and transparency.

For cases in which coal transporters cannot be selected via bidding due to special reasons. The Seller is responsible for negotiating with coal suppliers or transporters based on unit price issued by competent agencies; in case unit price has not been issued by competent agencies, the Seller is responsible for negotiating with coal suppliers or transporters based on unit price calculated on the basis of internal unit price of selected transported which must not exceed unit price of other transporters providing the same method of transport (if any).

Prior to signing fuel transport contracts without bidding, the Seller must provide the Buyer with documents.  Within 20 days from the date on which the Seller provides all documents and the Buyer has not provided feedback regarding selection of fuel transporters, the Seller may sign fuel transport agreements based on details within the Seller’s responsibilities, sign contracts for fuel sale and transport as per applicable laws while guaranteeing competitiveness and transparency.

2. Specific price:

Specific connection price P^DT (excluding value-added tax) is … VND/kWh or VND/kW or VND/month.

...

...

...

II. ELECTRICAL PRODUCTION ACCORDING TO CONTRACT

1. Average electrical production over multiple years [at delivery point of power plants] based on contract period of power plants is [……] (million kWh).

2. Electrical production under yearly contracts, monthly contracts countersigned by the Buyer and the Seller according to Regulations on competitive electricity market.

III. ELECTRICITY PAYMENT UNDER CONTRACT

III.1. Before commercial operation date

Regarding costs for test operation and inspection for acceptance before commercial operation date: Both parties shall agree upon according to Article 4 hereof. 

III.2. After commercial operation date

1. In case power plants have not participated in competitive electricity market, power plants have indirectly participate in competitive electricity market or power plants have participated in competitive electricity market and temporarily ceased to participate in the competitive electricity market under decision of competent agencies or market intervention: 

Electricity rate (R_tt) of power plants is calculated as follow:

...

...

...

In which:

R_t: Electricity rate for month t, year j, excluding VAT (VND);

R_t = (P_C,j,t x Q_m,j,t + R_k + R_đt + R_Th)

P_C,j,t: Power sale and purchase agreement price specified under Section I of this Annex (VND/kWh);

Q_m,j,t: Electrical production at point of delivery of the power plants (kWh);

R_k: Other costs (VND), including:

Costs for test machines suitable for testing schedules approved by operators of electrical grids and electrical market, determined by: (i) Measured electrical production of test machines during testing period and (ii) Variable price specified under Section I of this Annex;

Adjustable payment (if any) (VND);

Other costs agreed upon by both parties.

...

...

...

RTh: Sum of taxes, fees and payables in the months according to relevant law provisions agreed upon by the Seller and the Buyer (together with appropriate documents) (VND);

VAT: Value-added tax prescribed by the Government (%).

In case power plants are under contracts signed by a Seller with multiple Buyers, electricity rate R_t (excluding VAT) shall be regulated by the Seller on a consensus basis and distributed to the Buyers based on percentage of electrical production delivered in the month (billing period) publicized by operators of electrical grid and electricity market.

2. In case the power plants have officially participated in competitive electricity market

2.1. Sum of differences according to contracts in month t determined using following formula:

In which:

: Sum of differences in electricity rate under contracts in month t (VND) excluding VAT;

D: Total number of days in month t;

...

...

...

I: Total transaction cycles of transaction date d;

i: Transaction cycles of transaction date d;

: Power sale and purchase agreement price specified under Section I of this Annex (VND/kWh);

FMPd,j: Full market price applied to electricity generation unit of transaction cycle i, date d in month t (VND/kWh);

: Contract production in transaction cycle i, date d in month t (kWh).

2.2. Sum of other payments according to contracts includes:

a) Costs for paying interest of late payment fine according to Article 8 of Contract;

b) Adjustable payment (if any);

c) Other costs agreed upon by both parties.

...

...

...

a) Difference between monthly electricity production and total electricity production measured over transaction cycles in the month according to Regulations on competitive electricity market is paid under contract price P_c,j,t specified under Section I of Annex V of the Contract; 

b) In case thermal power generators are forced to suspend or 1 boiler must be suspended to reduce capacity according to Regulations on competitive electricity market:

Payables in this case shall equal total starting costs depending on starting conditions.

Starting costs depending on starting conditions agreed upon by the Seller and the Buyer based on fuel rate, secondary materials, etc. are as follows [……].

c) In case power plants have test machines suitable for testing schedules approved by operators of electrical grid and electricity market, payables for generated electricity of power plants according to Regulations on competitive electricity market are determined as follow:

- Test machines: Equal to variable price specified under Section I Annex V of Contract;

- Non-test machines: Equal to power sale and purchase agreement price specified under Section I Annex V of Contract; 

d) In case the power plants have machines participating in AGC test or other tests at approved request of operators of electrical grid and electricity market: Payables for electrical production of power plants according to Regulations on competitive electricity market are determined according to power sale and purchase agreement price specified under Section I Annex V of Contracts;

dd) Other payables according to Regulations on competitive electricity market.

...

...

...

2.4. Total payment of specific costs according to contracts calculated on the basis of specific connection price (P^DT) and ash, slag disposal price (P^TX) as specified under Section I of this Annex (VND).

Total payables for specific price under Section 2.4 shall be calculated and distributed to the Buyer by the Seller based on percentage of electrical production delivered in the month (billing cycle) publicized by operators of electrical grid and electricity market.

2.5. Total monthly electricity rate under Contract R_tt is determined as follow:

R_tt = (R_TT,t + R_C,t + R_C,k,HD+ R_C,k,TT + R_đt + R_Th)x(1+VAT)

In which:

RTT,t: Total market payables according to monthly payment schedule provided by operators of electrical grid and national electricity market (VND);

R_C,t: Total differences in electricity rate under contract in month t (VND) determined under Clause 2.1 of this Section (VND);

R_C,k,HD: Total of other payables according to the Contract (VND) determined under Clause 2.2 of this Section;

R_C,k,TT: Total of other electricity rates according to regulations on competitive electricity market (VND) determined under Clause 2.3 of this Section;

...

...

...

RTh: Total taxes, fees, payables in the month according to relevant law provisions calculated and distributed to the Buyer by the Seller depending on percentage of electricity production delivered in the month (together with appropriate documents) (VND);

VAT: Value-added tax prescribed by the Government (%).

2.6. Foreign exchange rate difference (FED): On an annual basis, based on total loan in foreign currency, plans for repaying loan in foreign currency, figures on principle debt paid in practice, conversion rate agreed upon by both parties in electricity price solutions and conversion rate of the previous year, both parties shall calculate difference in rates, propose payment solutions, send to Electricity Regulatory Authority of Vietnam and request Ministry of Industry and Trade to consider approving payment solutions.

Foreign exchange rate difference (FED) is calculated using following formula:

In which:

m: Number of foreign currencies used in electricity price solution agreed upon by both parties (type);

n: Number of times the principle amount in foreign currency i is paid in billing year (time);

D_i,j: Principle debt in foreign currency paid in practice for the j^th time in billing year. Principle debt that has been paid in practice in foreign currency i in billing year shall not be greater than principle debt in foreign currency i in respective year in electricity price solution agreed upon by both parties as follow:

...

...

...

Year 2

Year 3

Year 4

Year 5

Year …

...

...

...

λ_i,j: Conversion rate in the jth payment of foreign currency i in the year (…/VND);

λ_i,b: Base exchange rate of foreign currency i agreed upon by both parties in electricity price solution (…/VND);

VAT: Value-added tax prescribed by the Government (%).

Appendix VI

MAIN PARAMETERS FOR PRICING OF ELECTRICITY

(Attached to Contract No. …… dated ………)

...

...

...

PROJECT STAGES

(Attached to Contract No. …… dated ………)

I. PROJECT STAGES

1. Official commencement date of construction of the power plant:         […]

2. Initial date of interlock tests:              […]

3. Date of initial circuit closure:                                      […]

4. Test date:                                                      […]

5. Date of commercial operation of the generator i:                     […]

6. Date of the power plant’s commercial operation:                     […]

...

...

...

The Seller bears the responsibility to provide the Buyer with valid copies of the following documents for the endorsement of the date of commercial operation: […].

Appendix VIII

DOCUMENTS RELATING TO NON-BIDDING FUEL TRANSPORT AGREEMENTS

(Attached to Contract No. …… dated ………)

Prior to signing fuel transport contracts without bidding, the Seller must provide the Buyer with legitimate copies of following documents: […].

Appendix IX

TEST PROCEDURE

...

...

...

Appendix X

REPORT ON ELECTRICITY BILL PAYMENT

… Quarter of the year …

(Attached to Contract No. …… dated ………)

No.

Entry

Unit

… Month

...

...

...

… Month

A

Payments for electricity (excluding value added tax)

1

Payment under contract

...

...

...

2

Total market payments

VND million

...

...

...

Other payments

VND million

4

Total starting cost

VND million

...

...

...

5

Total taxes, fees, monetary payables (detail)

VND million

6

Monthly Qc contract production

...

...

...

B

Practical monthly data

...

...

...

Annual fixed price

VND/kWh

2

Cost for operation and maintenance based on cost for major repair and other cost

VND/kWh

...

...

...

3

Cost for operation and maintenance based on personnel cost

VND/kWh

4

Variable price of power plant

...

...

...

5

Transport price based pm primary fuel

VND/kWh

...

...

...

Coal/gas fuel price (excluding transport fees)

VND/kcal; VND/kJ; VND/BTU

7

Coal/gas transport fees

VND/tone, USD/BTU

...

...

...

8

Oil price

VND/tonne

9

Minimum region-based wage

...

...

...

10

Starting times (in each starting conditions)

times

...

...

...

Foreign exchange rate in payment for gas and coal

VND/USD

12

Foreign exchange rate for payment of practical loan contracts with financial institutions and credit institutions (if any)

VND/USD

...

...

...