|
BỘ
CÔNG THƯƠNG
-------
|
CỘNG
HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số:
31/VBHN-BCT
|
Hà
Nội, ngày 23 tháng 4
năm 2026
|
THÔNG TƯ
QUY ĐỊNH VỀ PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH VÀ NGUYÊN TẮC ÁP DỤNG BIỂU
GIÁ CHI PHÍ TRÁNH ĐƯỢC CHO CÁC NHÀ MÁY ĐIỆN NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO NHỎ; NỘI DUNG
CHÍNH CỦA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
Thông tư số
10/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định
về phương pháp xác định và nguyên tắc áp dụng biểu giá chi phí tránh được cho
các nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện,
có hiệu lực kể từ ngày 01 tháng 02 năm 2025, được sửa đổi, bổ sung một số điều
bởi:
Thông tư số
20/2026/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2026 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ
sung một số điều của Thông tư số 10/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ
trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định và nguyên tắc áp dụng biểu
giá chi phí tránh được cho các nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ; nội dung
chính của hợp đồng mua bán điện, có hiệu lực kể
từ ngày 02 tháng 6 năm 2026.
Căn cứ Luật Điện lực
ngày 30 tháng 11 năm 2024;
Căn cứ Nghị định số
96/2022/NĐ-CP ngày 29 tháng 11 năm 2022 của Chính phủ quy định chức năng,
nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương; Nghị định số
105/2024/NĐ-CP ngày 01 tháng 8 năm 2024 sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định
số 96/2022/NĐ-CP và Nghị định số 26/2018/NĐ-CP ngày 28 tháng 02 năm 2018 của Chính
phủ về Điều lệ tổ chức và hoạt động của Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
Theo đề nghị của Cục
trưởng Cục Điều tiết điện lực;
Bộ trưởng Bộ Công
Thương ban hành Thông tư quy định về phương pháp xác định và nguyên tắc
áp dụng biểu giá chi phí tránh được cho
các nhà máy điện năng lượng tái
tạo nhỏ; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện.[1]
Chương
I
QUY ĐỊNH CHUNG
Điều
1. Phạm vi và đối tượng áp dụng
1. Thông tư này hướng dẫn
chi tiết khoản 5 Điều 44, điểm g khoản 1 Điều 51, điểm e khoản 1 Điều 51 của Luật
Điện lực số 61/2024/QH15 về phương pháp xác định và nguyên tắc áp dụng biểu giá
chi phí tránh được cho các nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ; nội dung chính
của hợp đồng mua bán điện.
2. Thông tư này áp dụng
đối với các đối tượng sau đây:
a) Các tổ chức, cá nhân
mua điện, bán điện từ các nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ;
b) Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện, các cơ quan, tổ chức, cá nhân khác có liên quan.
Điều
2. Giải thích từ ngữ
Trong Thông tư này, các
từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Bên bán điện
là tổ chức, cá nhân có giấy phép hoạt động điện lực hoặc được miễn giấy phép hoạt
động điện lực theo quy định pháp luật trong lĩnh vực phát điện sở hữu nhà máy
điện năng lượng tái tạo nhỏ.
2. Bên mua điện
là Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị phân phối điện có giấy phép hoạt động
điện lực trong lĩnh vực phân phối và bán lẻ điện, có lưới điện mà các nhà máy
điện năng lượng tái tạo nhỏ sẽ đấu nối để mua điện với bên bán điện.
3. Điện năng dư là
toàn bộ lượng điện năng sản xuất trong mùa mưa vượt quá lượng điện năng với hệ
số phụ tải trong mùa mưa là 0,85.
4. Điện năng
trên thanh cái là toàn bộ điện năng sản xuất trừ đi lượng
điện tự dùng bên trong phạm vi nhà máy.
5. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện là đơn vị thực hiện chức năng của Đơn vị điều
độ hệ thống điện quốc gia và Đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện theo
quy định tại Luật Điện lực (hiện nay là Công ty Vận hành hệ thống điện và thị
trường điện Quốc gia - NSMO).
6. Hệ số phụ tải
là tỷ số giữa lượng điện năng sản xuất thực tế với lượng điện năng có thể sản xuất
ở chế độ vận hành 100% công suất định mức trong một
khoảng thời gian nhất định (năm, mùa, tháng, ngày).
7.[2] Mùa
mưa:
a) Miền Bắc được tính từ
ngày 01 tháng 7 đến hết ngày 31 tháng 10;
b) Miền Trung được tính
từ ngày 15 tháng 8 đến hết ngày 15 tháng 12;
c) Miền Nam được tính từ
ngày 01 tháng 8 đến hết ngày 01 tháng 12.
8.[3] Mùa
khô:
a) Miền Bắc được tính từ
ngày 01 tháng 11 đến hết ngày 30 tháng 6 năm sau;
b) Miền Trung được tính
từ ngày 16 tháng 12 đến hết ngày 14 tháng 8 năm sau;
c) Miền Nam được tính từ
ngày 02 tháng 12 đến hết ngày 31 tháng 7 năm sau.
9. Năm lấy
số liệu tính toán biểu giá
áp dụng cho năm N được tính từ ngày 01 tháng 7 của năm (N-2) tới ngày 30 tháng
6 của năm (N-1).
10.[4] Nhà
máy năng lượng tái
tạo nhỏ là nhà máy điện năng lượng tái tạo có quy mô công suất được
quy định tại Quyết định do Bộ Công Thương ban hành, phù hợp với điều kiện kinh
tế - xã hội của đất nước trong từng giai đoạn.
11.[5] Miền
Bắc, miền Trung, miền Nam quy định tại Thông tư này được xác định theo ranh
giới hệ thống điện thuộc quyền điều khiển của cấp điều độ hệ thống điện miền
theo Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi
phục hệ thống điện quốc gia do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành.
Chương
II
XÂY DỰNG, PHÊ DUYỆT, THỰC HIỆN BIỂU GIÁ CHI PHÍ TRÁNH ĐƯỢC
Điều
3. Cấu trúc Biểu giá chi phí tránh được
1. Biểu giá chi phí
tránh được (chưa bao gồm thuế tài nguyên nước, tiền dịch vụ môi trường rừng, tiền
cấp quyền khai thác tài nguyên nước, thuế giá trị gia tăng và các khoản tiền,
thuế, phí khác nếu có theo quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền) được
tính theo thời gian sử dụng trong ngày và các mùa trong năm được quy định chi
tiết tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này, bao
gồm 07 (bảy) thành phần như sau:
a) Giờ cao điểm mùa
khô;
b) Giờ bình thường mùa
khô;
c) Giờ thấp điểm mùa
khô;
d) Giờ cao điểm mùa
mưa;
đ) Giờ bình thường mùa
mưa;
e) Giờ thấp điểm mùa
mưa;
g) Điện năng dư.
2. Các chi phí tương ứng
với 07 (bảy) thành phần biểu giá bao gồm:
a) Chi phí điện năng
phát điện tránh được;
b) Chi phí tổn thất
truyền tải tránh được;
c) Chi phí công suất
phát điện tránh được (chỉ áp dụng trong thời gian cao điểm của mùa khô).
3. Thời gian sử dụng điện
trong ngày áp dụng cho biểu giá chi phí tránh được phù hợp với quy định trong biểu
giá bán lẻ điện hiện hành hoặc quy định thay thế khác.
Đối với các khu vực có
quá tải đường dây truyền tải điện, thừa nguồn điện do Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện xác nhận hoặc công bố; các nhà máy thủy điện trên cùng
bậc thang; các nhà máy thủy điện cung cấp nước cho hạ du theo yêu cầu của Ủy
ban nhân dân cấp tỉnh; căn cứ nhu cầu phụ tải của hệ thống điện tại từng khu vực,
có xét đến các phụ tải đã tự dùng điện mặt trời áp mái để tính toán, xác định
các nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ cần thiết phải dịch chuyển giờ phát điện
cao điểm (không dịch chuyển giờ phát điện cao điểm đối với từng tổ máy), bên
mua điện và bên bán điện thỏa thuận thời gian áp dụng giá giờ cao điểm theo
nguyên tắc đảm bảo đủ số giờ cao điểm theo quy định.
Điều
4. Biểu giá chi phí tránh được
1. Biểu giá chi phí
tránh được được xây dựng và công bố hằng năm.
2. Trước ngày 31 tháng
10 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm chủ
trì, phối hợp với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các đơn vị có liên quan để cập
nhật cơ sở dữ liệu, thực hiện tính toán, lập biểu giá
chi phí tránh được cho năm kế tiếp theo phương pháp quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này, trình Cục
Điện lực thuộc Bộ Công Thương[6].
3. Trong thời hạn 05
ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ biểu giá chi phí tránh được nêu tại khoản
2 Điều này, cơ quan quản lý nhà nước về điện tại Bộ Công Thương có trách nhiệm
kiểm tra nội dung của hồ sơ trình duyệt. Trường hợp cần thiết, cơ quan quản lý
nhà nước về điện tại Bộ Công Thương có văn bản yêu cầu Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện sửa đổi, bổ sung hoặc giải trình làm rõ các nội dung
trong hồ sơ. Chậm nhất sau 15 ngày làm việc kể từ ngày nhận được yêu cầu sửa đổi,
bổ sung hoặc giải trình làm rõ các nội dung trong hồ sơ của Cục Điện lực thuộc
Bộ Công Thương[7], Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm gửi văn bản báo cáo giải trình về nội dung trong hồ
sơ theo yêu cầu.
4. Trong thời hạn 30
ngày làm việc kể từ ngày nhận được đầy đủ hồ sơ biểu giá chi phí tránh được và
báo cáo giải trình làm rõ các nội dung trong hồ sơ của Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện, Cục Điện lực thuộc Bộ Công Thương[8] có
trách nhiệm:
a) Thẩm định các thông
số đầu vào, kết quả tính toán biểu giá chi phí tránh được hàng năm do Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện lập. Trường hợp cần thiết, có thể mời các
tổ chức, cá nhân có liên quan tham gia thẩm định;
b) [9] Nghiên
cứu, đề xuất và trình Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét, quyết định biểu giá chi
phí tránh được áp dụng cho từng loại hình nhà máy điện năng
lượng tái tạo nhỏ ở mức hợp lý, phù hợp với điều kiện kinh tế - xã hội của đất
nước trong từng giai đoạn;
5. Trong thời hạn 02
ngày làm việc kể từ ngày biểu giá chi phí tránh được được ban hành, Cục Điện lực
thuộc Bộ Công Thương[10] có trách nhiệm công bố biểu giá chi
phí tránh được cho năm tiếp theo trên trang thông tin điện tử của Cục Điện lực
thuộc Bộ Công Thương[11] và của Bộ Công Thương.
6. Trong trường hợp biểu
giá chi phí tránh được chưa được công bố đúng thời hạn, được phép tạm thời áp dụng
biểu giá chi phí tránh được của năm trước cho đến khi biểu giá chi phí tránh được
mới được công bố. Phần chênh lệch do thanh toán theo biểu giá chi phí tránh được
cũ và biểu giá chi phí tránh được mới sẽ được các bên hoàn lại trong lần thanh
toán đầu tiên áp dụng biểu giá chi phí tránh được mới.
Điều
5. Trách nhiệm đấu nối
1. Bên bán điện chịu
trách nhiệm đầu tư, vận hành và bảo dưỡng đường dây và trạm biến áp tăng áp (nếu
có) từ nhà máy điện của bên bán điện đến điểm đấu nối với lưới điện của bên mua
điện.
2. Điểm đấu nối do bên
bán điện và bên mua điện thoả thuận theo nguyên tắc là điểm đấu nối gần nhất
vào lưới điện hiện có của bên mua điện (trừ trường hợp hai bên có thỏa thuận
khác), đảm bảo truyền tải công suất nhà máy điện của bên bán điện, phù hợp với
quy hoạch lưới điện được duyệt.
3. Trường hợp điểm đấu
nối khác với điểm đặt thiết bị đo đếm, bên bán điện chịu phần tổn thất điện
năng trên đường dây đấu nối và tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy. Phương
pháp tính toán tổn thất trên đường dây đấu nối được thực hiện theo quy định tại
Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này.
Điều
6. Hợp đồng mua bán điện
1. Nội dung chính hợp đồng
mua bán điện quy định tại Phụ lục IV ban hành kèm
theo Thông tư này là cơ sở cho bên bán điện và bên mua điện đàm phán ký kết.
Bên bán điện và bên mua điện có quyền thỏa thuận, thống nhất bổ sung các điều khoản
được quy định cụ thể trong hợp đồng mua bán điện phù hợp quy
định pháp luật của Việt Nam.
2. Ngôn ngữ
hợp đồng sử dụng là tiếng Việt. Bên bán điện và bên mua điện có thể thỏa thuận
bổ sung hợp đồng với ngôn ngữ sử dụng bằng tiếng Anh.
3. Thời hạn áp dụng biểu
giá chi phí tránh được trong hợp đồng mua bán điện là 20 năm kể từ ngày vận
hành thương mại của nhà máy điện hoặc ngày vận hành thương mại theo từng tổ máy
đối với nhà máy điện có nhiều tổ máy.
Chương
III
ĐIỀU KHOẢN THI HÀNH[12]
Điều
7. Trách nhiệm của Cục Điện lực thuộc Bộ Công Thương[13]
1. Chỉ đạo Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện lập biểu giá chi phí tránh được hằng năm
theo quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông
tư này.
2. Chỉ định các nhà máy
điện cung cấp các số liệu cần thiết phục vụ yêu cầu lập biểu giá chi phí tránh
được cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện (nếu cần thiết).
3. Thẩm định, trình Bộ
Công Thương xem xét, quyết định biểu giá chi phí tránh được hằng năm; công bố biểu
giá chi phí tránh được hằng năm.
4. Bảo mật các thông
tin liên quan đến chi phí của nhà máy điện dùng để tính biểu giá chi phí tránh
được.
5. Hướng dẫn việc thực
hiện Thông tư này.
Điều
8. Trách nhiệm của bên bán điện
1. Thỏa thuận, ký kết hợp
đồng với bên mua điện theo biểu giá chi phí tránh được trên cơ sở các nội dung
chính hợp đồng mua bán điện quy định tại Phụ lục IV
ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Lắp đặt công tơ 03
giá và các thiết bị đi kèm phù hợp với các quy định hiện hành để đo đếm điện
năng sử dụng cho thanh toán tiền điện.
3. Bán toàn bộ lượng điện
năng trên thanh cái của nhà máy cho bên mua điện khi áp dụng biểu giá chi phí
tránh được. Trường hợp vì mục đích cung cấp điện cho các khu vực chưa có điện
lân cận nhà máy điện theo đề nghị của chính quyền địa phương, bên bán điện được
bán một phần sản lượng với giá thoả thuận phù hợp với quy định của pháp luật
cho đơn vị phân phối điện tại địa phương nhưng phải thoả thuận trước bằng văn bản
với bên mua điện.
4. Tuân thủ quy định vận
hành hệ thống điện, quy định hệ thống điện truyền tải, hệ thống điện phân phối
do Bộ Công Thương ban hành.
Điều
9. Trách nhiệm của bên mua điện
1. Thỏa thuận, ký kết hợp
đồng với bên bán điện theo biểu giá chi phí tránh được trên cơ sở các nội dung
chính hợp đồng mua bán điện quy định tại Phụ lục IV
ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Mua toàn bộ lượng điện
năng bên bán điện phát lên lưới theo khả năng truyền tải của lưới điện, trừ phần
điện năng bán cho đơn vị phân phối điện tại địa phương
theo quy định tại khoản 3 Điều 8 Thông tư này.
3. Tuân thủ quy định vận
hành hệ thống điện, quy định hệ thống điện truyền tải, hệ thống điện phân phối
do Bộ Công Thương ban hành.
4. Gửi Cục Điện lực thuộc
Bộ Công Thương[14] báo cáo kết quả thoả thuận với bên
bán điện trong trường hợp thay đổi thời gian áp dụng giá giờ cao điểm theo quy
định tại khoản 3 Điều 3 Thông tư này trong thời hạn 15 ngày kể
từ ngày thoả thuận với bên bán điện.
5. Tập đoàn Điện lực Việt
Nam và các Tổng công ty điện lực có trách nhiệm xây dựng phương án xử lý tình
trạng quá tải đường dây truyền tải điện đối với các trường hợp quy định tại khoản 3 Điều 3 Thông tư này.
Điều
10. Trách nhiệm của các đơn vị điện lực khác
1. Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập biểu giá chi phí tránh được hằng
năm và bảo mật thông tin liên quan đến chi phí của nhà máy điện dùng để tính biểu
giá chi phí tránh được.
2. Các nhà máy điện,
đơn vị điện lực khác được Cục Điện lực thuộc Bộ Công Thương[15] chỉ
định có trách nhiệm cung cấp các số liệu cần thiết phục vụ yêu cầu tính biểu
giá chi phí tránh được cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều
11. Hiệu lực thi hành
1. Thông tư này có hiệu
lực thi hành kể từ ngày 01 tháng 02 năm 2025.
2. Bãi bỏ Thông tư số
32/2014/TT-BCT ngày 09 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định
về trình tự xây dựng, áp dụng biểu giá chi phí tránh được và ban hành hợp đồng
mua bán điện mẫu cho các nhà máy thủy điện nhỏ và Thông tư số 29/2019/TT-BCT
ngày 14 tháng 11 năm 2019 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều
của Thông tư số 32/2014/TT-BCT ngày 09 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công
Thương quy định về trình tự xây dựng, áp dụng biểu giá chi phí tránh được và
ban hành hợp đồng mua bán điện mẫu
cho các nhà máy thủy điện nhỏ và bãi bỏ Thông tư số 06/2016/TT-BCT ngày 14
tháng 6 năm 2019 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của
Thông tư số 32/2014/TT-BCT ngày 09 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công
Thương.
3. Đối với các nhà máy
thủy điện nhỏ và cụm thủy điện bậc thang có các nhà máy thủy điện trong cụm đã
đưa vào vận hành, ký hợp đồng mua bán điện theo biểu giá chi phí tránh được còn
hiệu lực trước thời điểm Thông tư này có hiệu lực thì tiếp tục thực hiện theo hợp
đồng mua bán điện đã ký.
4. Đối với nhà máy điện
năng lượng tái tạo nhỏ khi hết thời hạn hợp đồng mua bán điện theo biểu giá chi
phí tránh được, bên bán điện thực hiện đàm phán hợp đồng mua bán điện với bên
mua điện theo quy định tại khoản 2 Điều 51 Luật Điện lực.
5. Bên bán điện sở hữu
nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ thuộc phạm vi và đối tượng áp dụng của Thông
tư này có quyền lựa chọn để nhà máy tham gia thị trường điện khi tuân thủ các điều
kiện sau:
a) Trang bị đầy đủ cơ sở
hạ tầng tham gia thị trường điện theo quy định;
b) Cam kết tuân thủ đầy
đủ các quy định của thị trường điện, ký hợp đồng mua bán điện phù hợp với các
quy định của thị trường điện;
c) Khi lựa chọn tham
gia thị trường điện, bên bán điện không được lựa chọn lại việc áp dụng biểu giá
chi phí tránh được;
d) Trường hợp bên bán
điện đang áp dụng biểu giá chi phí tránh được và đã ký hợp đồng mua bán điện
thì bên bán điện ký thoả thuận với bên mua điện chấm dứt và thanh lý hợp đồng
trước thời hạn theo đúng các quy định trong hợp đồng đã ký kết giữa hai bên và
các quy định có liên quan do cơ quan Nhà nước có thẩm quyền ban hành.
6. Trong quá trình thực
hiện xây dựng, tính toán biểu giá chi phí tránh được, nếu phát sinh vướng
mắc, đơn vị có liên quan có trách nhiệm phản ánh về Bộ Công Thương để bổ sung,
sửa đổi cho phù hợp./.
|
Nơi nhận:
- Văn phòng Chính phủ (để đăng Công báo);
- Bộ Tư pháp (để theo dõi);
- Bộ trưởng (để b/c);
- Trang thông tin điện tử Bộ Công Thương;
- Vụ Pháp chế (để đăng tải trên Cơ sở dữ liệu quốc gia về quản lý văn bản);
- Lưu: VT, ĐL.
|
XÁC
THỰC VĂN BẢN HỢP NHẤT
KT.
BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG
Nguyễn Hoàng Long
|
Phụ lục I
BIỂU GIÁ CHI PHÍ TRÁNH ĐƯỢC
(Ban
hành kèm theo Thông tư số 10/2025/TT-BCT
ngày 01 tháng 02
năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)
|
Thành
phần giá
|
Mùa
khô
|
Mùa
mưa
|
|
Giờ
cao điểm
|
Giờ
bình thường
|
Giờ
thấp điểm
|
Giờ
cao điểm
|
Giờ
bình thường
|
Giờ
thấp điểm
|
Phần
điện năng dư
|
|
I.
Giá điện năng tránh được
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Chi phí điện năng
phát điện tránh được
|
X
|
X
|
X
|
X
|
X
|
X
|
X
|
|
Chi phí tổn thất truyền
tải tránh được
|
X
|
X
|
X
|
X
|
X
|
X
|
X
|
|
II.
Giá công suất tránh được
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Chi phí công suất
phát điện tránh được
|
X
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
|
Tổng
cộng
|
X
|
X
|
X
|
X
|
X
|
X
|
X
|
Ghi chú:
- X = được áp dụng, có
giá trị khác 0; 0 = không áp dụng.
- Biểu giá chi phí
tránh được chưa bao gồm thuế tài nguyên nước, tiền dịch vụ môi trường rừng, tiền
cấp quyền khai thác tài nguyên nước, thuế giá trị gia tăng và các khoản tiền,
thuế, phí khác nếu có theo quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền.
Bên mua điện có trách
nhiệm thanh toán cho bên bán điện thuế tài nguyên nước, tiền dịch vụ môi trường
rừng, tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước, thuế giá trị gia tăng và các khoản
tiền, thuế, phí khác nếu có theo quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền.
Phụ lục II
PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN BIỂU GIÁ CHI PHÍ
TRÁNH ĐƯỢC[15]
(Ban
hành kèm theo Thông tư số 20/2026/TT-BCT ngày 17 tháng 4 năm 2026 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương)
1. Chi phí điện năng
tránh được
a) Chi phí nhiên liệu
trung bình tháng (đồng/kWh) của từng nhà máy nhiệt điện đã có hợp đồng mua bán
điện trong hệ thống cho năm lấy số liệu tính toán biểu giá, trừ các nhà máy nhiệt
điện: có nghĩa vụ bao tiêu nhiên liệu; bao tiêu vật lý về sản lượng điện huy động;
sử dụng khí thiên nhiên trong nước được huy động tối đa theo khả năng cấp khí
và các ràng buộc về nhiên liệu; cam kết sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn;
bán điện dư; cung cấp dịch vụ phụ trợ; nhà máy điện BOT. Tổng chi phí nhiên liệu
chính (bao gồm chi phí vận chuyển) và sản lượng điện năng tương ứng với phần
nhiên liệu chính trong tháng của các nhà máy nhiệt điện được cung cấp theo hồ
sơ thanh toán tiền điện hàng tháng cho năm lấy số liệu;
b) Với mỗi giờ/chu kỳ
giao dịch của năm lấy số liệu tính toán biểu giá, xếp hạng theo thứ tự giảm dần
của chi phí biến đổi của các nhà máy nhiệt điện quy định tại điểm a khoản này.
Chi phí biến đổi được xác định dựa trên chi phí nhiên liệu trung bình tháng của
các nhà máy nhiệt điện;
c) Tổng công suất phát
lớn nhất của hệ thống trong năm lấy số liệu tính toán ký hiệu là (P);
d) Công suất tham chiếu
P* được tính bằng Fa x P, với Fa là hệ số
điều chỉnh phần năng lượng biên của biểu đồ phụ tải, do Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện đề xuất và được chọn trong khoảng (0; FN);
FN:
Tỷ lệ giữa sản lượng điện của các nhà máy nhiệt điện (theo danh sách các nhà
máy đưa vào tính toán biểu giá tại điểm a khoản này) và tổng sản lượng điện của
toàn hệ thống trong năm lấy số liệu tính toán biểu giá;
đ) Với mỗi giờ/chu kỳ
giao dịch của năm lấy số liệu tính toán biểu giá, giá điện năng cMj tính
toán căn cứ vào chi phí của các nhà máy có chi phí nhiên liệu trung bình tháng
và được tính theo công suất tham chiếu P* (đã loại trừ các nhà
máy tại điểm a khoản này).
Ví dụ, nếu P*=1000MW
và nếu trong một số giờ/chu kỳ giao dịch j nhà máy có giá thành cao nhất
được huy động 600MW với chi phí biến đổi là c1
và nhà máy có giá thành cao thứ hai được huy động 400MW với chi phí biến đổi là
c2,
chi phí (tránh được) biên trung bình cho giờ/chu kỳ giao dịch đó, với công suất
tham chiếu P*, cMj
được tính theo công thức:
|
|
cMj
=
|
600cj1
+ 400cj2
|
|
|
|
1000
|
|
e) Giá biến đổi theo
nhiên liệu chính được điều chỉnh theo tốc độ tăng tương ứng của chi phí nhiên
liệu chính trong năm tính toán. Tốc độ tăng giá nhiên liệu chính hàng năm được
xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
- Theo các hợp đồng
cung cấp nhiên liệu cho các nhà máy nhiệt điện trong hệ thống;
- Theo giá thị trường,
với nguồn tham khảo rõ ràng và đáng tin cậy (như nguồn do Ngân hàng thế giới
công bố), được Cục Điện lực thuộc Bộ Công Thương cho phép áp dụng; các nhà máy
điện có giá nhiên liệu phụ thuộc giá nhiên liệu thế giới, tốc độ tăng giá nhiên
liệu chính dùng để tính toán giá biến đổi theo nhiên liệu chính của năm tính
toán sẽ chịu mức trần bằng 110%;
- Do Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện đề xuất và được Cục Điện lực thuộc Bộ Công Thương
cho phép áp dụng.
g) Với mỗi khoảng thời
gian tương ứng với sáu thành phần thời gian phân biệt theo mùa và theo thời
gian sử dụng điện trong ngày của biểu giá, giá trung bình hàng năm được tính là
trung bình của cMj
trong mỗi khoảng thời gian đó.
h) Giá điện năng tránh
được dùng để ban hành Biểu giá chi phí tránh được năm N tính bằng k*cMj
với k là hệ số điều chỉnh giá điện năng tránh được do Bộ Công Thương quyết
định nhưng không vượt quá 1,0 để nhằm khuyến khích sản xuất điện từ năng lượng
tái tạo nhỏ, đồng thời phù hợp với điều kiện kinh tế - xã hội của đất nước
trong từng giai đoạn đối với các trường hợp sau:
- Khi ban hành biểu giá
chi phí tránh được cho từng loại hình nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ theo
quy định tại khoản 10 Điều 1 Thông tư số 10/2025/TT-BCT, được sửa đổi, bổ sung
tại khoản 1 Điều 1 Thông tư này.
- Trường hợp Giá điện
năng tránh được bình quân năm N tính toán theo quy định cao hơn giá điện năng
tránh được bình quân năm N-1 đã được Bộ Công Thương
ban hành thì Giá điện năng tránh được bình quân năm N được ban hành không thấp
hơn giá điện năng tránh được bình quân năm N-1.
i) Giá điện năng dư được
tính bằng 50% mức giá trong các giờ thấp điểm vào mùa mưa.
2. Tổn thất truyền tải
tránh được
Cách tính tổn thất truyền
tải tránh được như sau:
a) Với mỗi giờ trong
năm, điều kiện vận hành hệ thống được xác định trên cơ sở luồng công suất của
đường dây 500kV đi qua ranh giới phân biệt phụ tải giữa 3 miền (Bắc-Trung và
Trung-Nam).
b) Do trên đường dây
500kV luôn có một luồng công suất truyền tải nào đó, “cân bằng” không có nghĩa là bằng 0 mà bằng một luồng
công suất (bất kể theo hướng nào) trên một giá trị ngưỡng.
Ngưỡng này được quy định tùy thuộc vào điều kiện về điều chỉnh điện áp và ổn định
hệ thống điện. Khi luồng công suất trên đường dây 500kV truyền tải qua ranh giới
phân biệt phụ tải miền nhỏ hơn ngưỡng này thì được xem là cân bằng. Giá trị ngưỡng
cân bằng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định.
c) Đối với nhà máy đủ điều
kiện kết nối với lưới điện miền Bắc, nhà máy điện được thưởng thanh toán tổn thất
truyền tải khi miền Bắc nhận điện từ miền Trung qua đường dây 500kV.
d) Đối với nhà máy đủ điều
kiện kết nối với lưới điện miền Trung, nhà máy điện được thưởng thanh toán tổn
thất truyền tải khi miền Trung nhận điện đồng thời từ miền Bắc và Nam qua đường
dây 500kV.
đ) Đối với nhà máy đủ điều
kiện kết nối với lưới điện miền Nam, nhà máy điện được thưởng thanh toán tổn thất
truyền tải khi miền Nam nhận điện từ miền Trung qua đường dây 500kV.
e) Nhà máy bị phạt
thanh toán tổn thất truyền tải trong các trường hợp còn lại. Với mỗi giờ trong
năm, giá tổn thất truyền tải tránh được T được tính như sau:
Trường hợp nhà máy điện
nối lưới ở miền Bắc:
TB
=
CM (1 + λB)(1
± λ500) - CM
Trường hợp nhà máy điện
nối lưới ở miền Trung:
TT =
CM (1 + λT)(1
± λ500) - CM
Trường hợp nhà máy điện
nối lưới ở miền Nam:
TN =
CM (1 + λN)(1
± λ500) - CM
Trong đó:
Cm = Chi
phí nhiên liệu trung bình trong tháng của tổ máy nhiệt điện chạy đỉnh (đắt nhất)
trong danh sách các nhà máy quy định tại điểm a khoản 1 Phụ
lục này (đồng/kWh);
λB,
λT, λN = Lần
lượt là tỷ lệ tổn thất trên hệ thống truyền tải điện miền Bắc, Trung, Nam đến cấp
điện áp 220kV, bao gồm cả tổn thất trạm biến áp;
λ500 = Tỷ
lệ tổn thất trung bình trên hệ thống đường dây 500kV (gồm cả tổn thất trạm biến
áp);
TB,
TT, TN = Lần
lượt là giá tổn thất truyền tải tránh được ở miền Bắc, Trung và Nam (đồng/kWh).
g) Dấu trong biểu thức
1 ± λ500: Nếu dương là “thưởng”, âm là “phạt”.
h) Các giá trị T được
tính trung bình cho tất cả các giờ liên quan trong biểu giá.
3. Giá công suất tránh
được của biểu giá
Giá công suất tránh được
xác định bằng giá công suất của nhà máy nhiệt điện được thay thế bởi nguồn điện
năng lượng tái tạo nhỏ. Nhà máy nhiệt điện được thay thế là nhà máy nhiệt điện
tua bin khí chu trình hỗn hợp (CCGT). Các thông số tính toán chi phí công suất
tránh được như sau:
- Chi phí đầu tư năm cơ
sở 2019 của tổ máy CCGT (công suất 720 MW) là 15.880.852,61 đồng/kw (tương
đương 600 USD/kW, theo tỷ giá bình quân ngày của đồng Việt Nam so với đồng đô
la Mỹ do Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam công bố từ ngày 01
tháng 7 năm 2017 đến ngày 30 tháng 6 năm 2018 là
22.779,70 đồng/USD);
- Chi phí đầu tư năm
tính toán của tổ máy CCGT được điều chỉnh theo biến động tỷ giá đô la Mỹ năm lấy
số liệu tính toán;
- Đời sống kinh tế của
nhà máy CCGT được lấy theo quy định về phương pháp xác định giá phát điện do Bộ
Công Thương ban hành;
- Hệ số chiết khấu i
(%) áp dụng chi phí sử dụng vốn bình quân gia quyền danh định trước thuế (WACC)
được xác định theo công thức i = D x
rd +
E x re (nhưng không vượt quá 10%/năm), trong đó:
+ D, E lần lượt
là tỷ lệ vốn vay và tỷ lệ vốn góp chủ sở hữu trong tổng mức đầu tư được quy định
tương ứng là 70:30;
+ rd
là lãi suất vốn vay (%) được tính bằng lãi suất bình quân gia quyền các nguồn vốn
vay nội tệ và ngoại tệ theo công thức rd = DF x rd,F
+ DD x rd,D với DF,
DD lần lượt là tỷ lệ vốn vay ngoại
tệ và tỷ lệ vốn vay nội tệ trong tổng vốn vay được quy định tương ứng là 80:20;
rd,F
là lãi suất vốn vay ngoại tệ được xác định bằng lãi suất bình quân SOFR
(Secured Overnight Financing Rate) kỳ hạn bình quân 180 ngày (180 Days -
Average) của 36 tháng liền kề tính từ thời điểm tháng 3, tháng 6, tháng 9 hoặc
tháng 12 gần nhất của năm trước liền kề năm xây dựng biểu
giá được công bố bởi Fed (Website: www.newyorkfed.org) cộng với tỷ lệ bình quân
năm các khoản phí thu xếp khoản vay của ngân hàng là 3% hoặc do Bộ Công Thương
đề xuất để đảm bảo Biểu giá chi phí tránh được phù hợp với điều kiện kinh tế -
xã hội của đất nước trong từng giai đoạn (%/năm); rd,D
là lãi suất vốn vay nội tệ được xác định bằng trung bình của lãi suất tiền gửi
bằng đồng Việt Nam kỳ hạn 12 tháng trả sau dành cho khách hàng cá nhân của ngày
đầu tiên của 60 tháng trước liền kề tính từ thời điểm tháng 3, tháng 6, tháng 9
hoặc tháng 12 gần nhất năm trước liền kề của năm xây dựng biểu giá của bốn ngân
hàng thương mại (Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam -
Vietcombank, Ngân hàng thương mại cổ phần Công thương Việt Nam - Vietinbank,
Ngân hàng thương mại cổ phần Đầu tư và Phát triển Việt Nam - BIDV, Ngân hàng
Nông nghiệp và Phát triển nông thôn Việt Nam - Agribank hoặc
đơn vị kế thừa hợp pháp của các ngân hàng này) cộng với tỷ lệ bình quân
năm dịch vụ phí của các ngân hàng là 3,5% hoặc do Bộ Công Thương đề xuất để đảm
bảo Biểu giá chi phí tránh được phù hợp với điều kiện kinh tế - xã hội của đất
nước trong từng giai đoạn (%/năm);
+ re
là tỷ suất lợi nhuận trước thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu (%) được xác định
theo công thức re = re,pt/(1
-t) với re,pt là tỷ suất lợi nhuận sau thuế trên phần vốn góp
chủ sở hữu là 12%; t là thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp bình quân
trong đời sống kinh tế của nhà máy nhiệt điện CCGT đã vận hành và có công suất
gần nhất so với công suất 720 MW (%);
- Chi phí vận hành và bảo
dưỡng cố định năm cơ sở 2019 của tổ máy CCGT là 678.284,63 đồng/kW/năm;
- Chi phí vận hành và bảo
dưỡng cố định năm tính toán được trượt giá theo Chỉ số giá tiêu dùng (CPI) của
năm liền kề trước năm xây dựng biểu giá do cơ quan thống kê trung ương công bố
nhưng không vượt quá 2,5%/năm;
- Chi phí vận hành và bảo
dưỡng cố định năm xây dựng biểu giá lấy theo số liệu
năm liền kề trước năm xây dựng biểu giá của nhà máy điện CCGT đã vận hành và có
công suất gần nhất so với công suất 720 MW (không bao gồm thuế tài nguyên nước, tiền dịch vụ môi trường rừng, tiền cấp quyền khai thác
tài nguyên nước, thuế giá trị gia tăng và các khoản tiền, thuế, phí khác nếu có
theo quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền);
- Tổn thất trạm biến áp
lấy theo số liệu năm gần nhất năm xây dựng biểu giá của nhà máy điện CCGT đã vận
hành và có công suất gần nhất so với công suất 720 MW;
- Suất sự cố lấy theo số
liệu năm gần nhất năm xây dựng biểu giá của nhà máy điện CCGT đã vận hành và có
công suất gần nhất so với công suất 720 MW;
- Tỷ giá đô la Mỹ năm lấy
số liệu tính toán biểu giá được tính bình quân theo ngày và theo tỷ giá đô la Mỹ
bán ra giờ đóng cửa của Hội sở chính - Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại
thương Việt Nam.
Các bước tính toán chi
phí công suất tránh được cho năm áp dụng như bảng sau:
|
|
Đơn
vị
|
Giá
trị
|
Ghi
chú
|
|
Chi phí đầu tư năm cơ
sở, C2019
|
đồng/kW
|
15.880.852,61
|
|
|
Tỷ giá năm cơ sở
(TG2019)
|
đồng/USD
|
22.779,70
|
|
|
Tỷ giá năm tính toán
N (TGN)
|
đồng/USD
|
|
Tỷ giá đô la Mỹ bình
quân theo ngày từ ngày 01/7/N-2 đến ngày 30/6/N-1 và theo tỷ giá đô la Mỹ bán ra giờ đóng cửa của Hội sở chính - Vietcombank
công bố
|
|
Chi phí đầu tư đã điều
chỉnh cho năm 2019, CN
|
đồng/kW
|
|
CN =
C2019 [TGN/TG2019]
|
|
Đời sống kinh tế tổ
máy CCGT, n
|
năm
|
|
Đời sống kinh tế của
nhà máy CCGT được lấy theo quy định do Bộ Công Thương ban hành
|
|
Hệ số chiết khấu i
(WACC)
|
%
|
|
i = D x rd + E x re, i
không vượt quá 10%/năm
|
|
Tỷ lệ vốn vay trong tổng
mức đầu tư (D)
|
%
|
70
|
|
|
Tỷ lệ vốn góp chủ sở
hữu trong tổng mức đầu tư (E)
|
%
|
30
|
|
|
Tỷ suất lợi nhuận trước
thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu (re)
|
%
|
|
12%/(1-t);
t là thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp bình quân trong đời sống
kinh tế của nhà máy nhiệt điện CCGT đã vận hành và có công suất gần nhất so với
công suất 720 MW (%)
|
|
Lãi suất vốn vay ngoại
tệ (rd,F)
|
%
|
|
bằng lãi suất bình
quân SOFR (Secured Overnight Financing Rate) kỳ hạn bình quân 180 ngày (180
Days - Average) của 36 tháng liền kề tính từ thời điểm ngày đầu tiên tháng 3,
tháng 6, tháng 9 hoặc tháng 12 gần nhất của năm trước liền kề năm xây dựng biểu
giá được công bố bởi Fed (Website: www.newyorkfed.org) cộng với tỷ lệ bình
quân năm các khoản phí thu xếp khoản vay của ngân hàng là 3% hoặc do Bộ Công
Thương đề xuất để đảm bảo biểu giá chi phí tránh được phù hợp với điều kiện
kinh tế - xã hội của đất nước trong từng giai đoạn (%/năm)
|
|
Lãi suất vốn vay nội
tệ (rd,D)
|
%
|
|
bằng trung bình của
lãi suất tiền gửi bằng đồng Việt Nam kỳ hạn 12 tháng trả sau dành cho khách
hàng cá nhân của ngày đầu tiên của 60 tháng trước liền kề tính từ thời điểm
ngày đầu tiên tháng 3, tháng 6, tháng 9 hoặc tháng 12 gần nhất năm trước liền
kề của năm xây dựng biểu giá của bốn
ngân hàng thương mại (Vietcombank, Vietinbank, BIDV, Agribank hoặc đơn vị kế
thừa hợp pháp của các ngân hàng này) cộng với tỷ lệ bình quân năm dịch vụ phí
của các ngân hàng là 3,5% hoặc do Bộ Công Thương đề xuất để đảm bảo biểu giá
chi phí tránh được phù hợp với điều kiện kinh tế - xã hội của đất nước trong
từng giai đoạn (%/năm)
|
|
Tỷ lệ vốn vay
ngoại tệ trong tổng vốn vay (DF)
|
%
|
80
|
|
|
Tỷ lệ vốn vay nội tệ
trong tổng vốn vay (DD)
|
%
|
20
|
|
|
Lãi suất vốn vay (rd)
|
%
|
|
rd
= DF x rd,F
+ DD x rd,D
|
|
Hệ số hoàn vốn đều
CRF(n,I)
|
|
|
|
|
Chi phí đầu tư hàng
năm (Ca)
|
đồng/kW/năm
|
|
Ca=C2019.CRF(n,I)
|
|
Chi phí O&M cố định
năm cơ sở (O&Mb)
|
đồng
/kW/năm
|
678.284,63
|
|
|
Hệ số CPI năm tính
toán
|
|
|
Chỉ số giá tiêu dùng
năm N-2 do cơ quan thống kê trung ương công bố
|
|
Chi phí O&M cố định
năm N (O&MN)
|
đồng/kw/năm
|
|
O&MN
= O&Mb(1+CPI),
nếu CPI nhỏ hơn 2,5%;
O&MN
= O&Mb(1+2,5%),
nếu CPI lớn hơn hoặc bằng 2,5%;
|
|
Thuế tài nguyên sử dụng
nước mặt, phí bảo vệ môi trường đối với nước thải, tiền cấp quyền khai thác
tài nguyên nước và các loại thuế, phí khác liên quan (T)
|
đồng
|
|
Lấy theo số liệu năm
N-2 của nhà máy điện CCGT đã vận hành và có công suất gần nhất so với công suất
720 MW.
|
|
Chi phí O&M cố định
năm N không bao gồm thuế tài nguyên sử dụng nước mặt, phí bảo vệ môi trường đối
với nước thải, tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước và các loại thuế, phí
khác liên quan (Caf)
|
đồng/kW/năm
|
|
Caf =
O&MN -T/(công suất nhà máy điện
CCGT dùng để lấy Thuế tài nguyên sử dụng nước mặt, phí bảo vệ môi trường đối
với nước thải, tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước và các loại thuế, phí
khác liên quan).
|
|
Tổng chi phí hàng năm
(C)
|
đồng/kw/năm
|
|
Ca + Caf
|
|
Tổn thất trạm biến áp
(SL)
|
|
|
lấy theo số liệu năm
gần nhất năm xây dựng biểu giá từ nhà máy điện CCGT đã vận hành và có công suất
gần nhất so với công suất 720 MW.
|
|
Suất sự cố (FOR)
|
|
|
lấy theo số liệu năm
gần nhất năm xây dựng biểu giá từ nhà máy điện CCGT đã vận hành và có công suất
gần nhất so với công suất 720 MW.
|
|
Chi phí công suất
tránh được (AGC)
|
đồng/kW/năm
|
|
AGC= C/(1-FOR)(1-SL)
|
Chi phí công suất tránh
được điều chỉnh theo tổn thất truyền tải theo công thức sau:
AGC*
= AGC (I+λ220) (l-λ500)
Trong đó:
AGC* : Chi phí công suất
phát điện tránh được, điều chỉnh theo tổn
thất truyền tải;
λ220 : tỷ lệ
tổn thất truyền tải trung bình trên lưới 220kV của 3
miền;
λ500 : Tỷ lệ
tổn thất trung bình trên đường dây 500kV (gồm cả
tổn thất trạm biến áp);
AGC : Chi phí công suất
tránh được.
Giá trị AGC* được tính
toán và áp dụng cho các giờ cao điểm của mùa khô (hd).
Giá công suất phát điện
tránh được (đồng/kWh) xác định theo công thức:
Chi phí công suất phát
điện tránh được [đồng/kWh] = AGC*/hd.
Phụ lục III
PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT TRÊN ĐƯỜNG
DÂY TRONG TRƯỜNG HỢP ĐIỂM ĐO ĐẾM KHÔNG TRÙNG VỚI ĐIỂM ĐẤU NỐI
(Ban
hành kèm theo Thông tư số 10/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương)
1.
Trường hợp điểm đo đếm khác với điểm đấu nối và khi các bên không có thỏa thuận
khác, thì lượng điện năng Bên mua nhận tại điểm đấu nối (đo bằng kWh) trong
giai đoạn lập hóa đơn sẽ được điều chỉnh theo hệ số tổn
thất trung bình, được tính theo các công thức dưới đây.
2.
Các hệ số sau được dùng trong việc tính toán:
P
là công suất đặt của nhà máy [MW];
Cos φ là hệ số công suất
của nhà máy;
A là
sản lượng điện năng trung bình hàng năm của nhà máy [kWh/năm];
U là điện
thế định mức tại thanh cái nhà máy [kV];
R
là điện trở tổng của đường dây truyền tải điện [Q], được xác định từ tài liệu kỹ
thuật của nhà sản xuất cho các dây dẫn sử dụng cho đường dây ở nhiệt độ 25°C;
L là
hệ số tổn thất trung bình của đường dây truyền tải;
T
là hệ số tổn thất của máy biến áp tăng áp (nếu công tơ được đặt về phía sơ cấp
của máy biến áp tăng áp); hệ số tổn thất này
sẽ có giá trị bằng 0 nếu công tơ được đặt phía thứ cấp của máy biến áp tăng áp;
X
là lượng điện năng theo chỉ số của công tơ đặt tại nhà máy trong giai đoạn lập
hóa đơn [kWh];
XL
là lượng điện năng nhận tại điểm đấu nối trong giai đoạn lập hóa đơn, sau khi
trừ đi tổn thất trên đường dây truyền tải và tổn thất máy biến áp tăng áp
[kWh].
3.
Công thức tính toán hệ số tổn thất trung bình của đường dây truyền tải như sau:
Trong đó:
4.
Lượng điện năng Bên mua phải thanh toán cho Bên bán, XL,
được tính theo công thức sau:
XL
= X(1 -
L -
T)
5.
Các giá trị của hệ số tổn thất có thể tính toán theo các công thức trên hoặc có
thể theo thỏa thuận khác, các hệ số này được quy định trong Hợp đồng
mua bán điện.
Phụ lục IV
NỘI DUNG CHÍNH CỦA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
(Ban
hành kèm theo Thông tư số 10/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương)
MỤC LỤC
Điều 1. Giá mua bán điện
Điều 2. Lập hóa đơn, tiền
điện thanh toán và thời hạn thanh toán
Điều 3. Thời hạn hợp đồng
Điều 4. Quyền và nghĩa
vụ của Bên mua điện
Điều 5. Quyền và nghĩa
vụ của Bên bán điện
Điều 6. Tham gia thị
trường điện
Điều 7. Ngôn ngữ sử dụng
Điều 8. Nội dung khác
do hai bên thỏa thuận
Phụ lục A: Biểu giá mua
bán điện
Phụ lục B: Thông số kỹ
thuật của nhà máy điện
Phụ lục C: Yêu cầu đấu
nối hệ thống
Phụ lục D: Yêu cầu trước
ngày vận hành thương mại
Phụ lục Đ: Thỏa thuận
khác
CỘNG
HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
HỢP
ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
Căn cứ Luật Điện lực
ngày 30 tháng 11 năm 2025;
Căn cứ Luật Thương mại
ngày 14 tháng 6 năm 2005;
Căn cứ Thông tư số
.../2025/TT-BCT ngày ... tháng ... năm ... của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định
về xây dựng, áp dụng Biểu giá chi phí tránh được cho các nhà máy điện
năng lượng tái tạo nhỏ;
Căn cứ nhu cầu mua, bán
điện của hai bên,
Hôm nay, ngày …….
tháng ……… năm ……., tại …………………
.
Chúng
tôi gồm:
Bên
bán điện: ___________________________________________________________
Địa chỉ: _________________________________________________________________
Điện thoại:___________________________
Fax: ________________________________
Mã số thuế: _______________________________________________________________
Tài khoản:___________________________
Ngân hàng ___________________________
________________________________________________________________________
Đại diện: _________________________________________________________________
Chức vụ:___________________________ (được sự ủy quyền của_________ theo
văn bản ủy quyền số_________ ,
ngày____ tháng_____ năm_____)
Bên mua điện:
___________________________________________________________
Địa chỉ: _________________________________________________________________
Điện thoại:___________________________
Fax: ________________________________
Mã số thuế: _______________________________________________________________
Tài khoản:___________________________
Ngân hàng ___________________________
________________________________________________________________________
Đại diện: _________________________________________________________________
Chức vụ:___________________________ (được sự ủy quyền của_________ theo
văn bản ủy quyền số_________ ,
ngày____ tháng_____ năm_____)
Cùng nhau thỏa thuận ký
Hợp đồng mua bán điện để mua, bán điện theo Biểu giá chi phí tránh được với các
nội dung sau:
Điều 1. Giá mua bán điện
Giá mua bán điện theo Hợp
đồng này được áp dụng theo Biểu giá chi phí tránh được do Cục Điện lực thuộc Bộ
Công Thương[16] công bố hằng năm theo quy định.
[Các bên đàm phán thống
nhất sửa đổi, bổ sung nội dung điều này phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Điều 2. Lập hóa đơn, tiền
điện thanh toán và thời hạn thanh toán
1. Lập hóa đơn
Hàng tháng (hoặc theo
chu kỳ ghi chỉ số do hai bên thoả thuận), Bên mua điện và Bên bán điện cùng đọc
chỉ số công tơ vào ngày đã thống nhất để xác định
lượng điện năng giao nhận trong tháng. Bên bán điện sẽ ghi chỉ số công tơ theo mẫu
quy định có xác nhận của đại diện Bên mua điện và gửi kết quả đọc chỉ số công
tơ cùng hóa đơn (kể cả giá phân phối mà Bên bán điện có trách nhiệm thanh toán
cho Bên mua điện) bằng văn bản (hoặc bang fax có công văn gửi sau hoặc bằng bản
sao công văn gửi qua thư) cho Bên mua điện trong vòng [....] ngày làm việc sau
khi đọc chỉ số công tơ.
[Các bên đàm phán thống
nhất sửa đổi, bổ sung nội dung khoản này phù hợp với pháp luật Việt Nam]
2. Tiền điện thanh toán
Bên mua điện thanh toán
cho Bên bán điện toàn bộ lượng điện năng đã nhận không muộn hơn ngày đến hạn
thanh toán quy định tại [...] và theo biểu giá quy định tại Phụ lục A của Hợp đồng
này.
[Các bên đàm phán
thống nhất sửa đổi, bổ sung nội dung khoản này phù hợp với pháp luật Việt Nam]
3. Thời hạn thanh toán
…
[Các bên đàm phán thống
nhất bổ sung nội dung khoản này phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Điều 3. Thời hạn hợp đồng
[17]
Hợp đồng này có hiệu lực
từ ngày ... tháng ... năm ... và chấm dứt sau 20 (hai mươi) năm kể từ ngày vận
hành thương mại. Sau khi chấm dứt Hợp đồng, các
bên có nghĩa vụ tiếp tục thực hiện việc lập hóa đơn lần cuối,
điều chỉnh hóa đơn, thanh toán, hoàn tất các quyền và nghĩa vụ trong Hợp đồng này.
Điều 4. Quyền và nghĩa
vụ của Bên mua điện
…
[Các bên đàm phán thống
nhất bổ sung nội dung điều này phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Điều 5. Quyền và nghĩa
vụ của Bên bán điện
…
[Các bên đàm phán thống
nhất bổ sung nội dung điều này phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Điều 6. Tham gia thị
trường điện
Bên bán điện sở hữu nhà
máy điện năng lượng tái tạo nhỏ đáp ứng các điều kiện quy định tại Điều 11
Thông tư quy định về phương pháp xác định và nguyên tắc áp dụng Biểu giá chi
phí tránh được cho các nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ; nội dung chính của
hợp đồng mua bán điện và thuộc đối tượng áp dụng của Thông tư này có quyền lựa
chọn để nhà máy tham gia thị trường điện.
[Các bên đàm phán
thống nhất sửa đổi, bổ sung nội dung điều này phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Điều 7. Ngôn ngữ sử dụng
Ngôn ngữ
sử dụng là tiếng Việt. Trường hợp bên bán điện có nhà đầu tư nước ngoài, bên
bán điện và bên mua điện có thể thỏa thuận sử dụng thêm hợp đồng với ngôn ngữ sử
dụng bằng tiếng Anh.
Điều 8. Nội dung khác
do hai bên thỏa thuận
[Các bên đàm phán
thống nhất bổ sung các nội dung khác phù hợp với pháp luật Việt
Nam]
Hợp đồng này được lập
thành [...] bản có giá trị như nhau, mỗi bên
giữ [...] bản.
|
ĐẠI
DIỆN BÊN BÁN ĐIỆN
(Chức danh)
|
ĐẠI
DIỆN BÊN MUA ĐIỆN
(Chức danh)
|
|
(Đóng
dấu và chữ ký)
|
(Đóng
dấu và chữ ký)
|
|
(Họ
tên đầy đủ)
|
(Họ
tên đầy đủ)
|
Phụ
lục A
BIỂU
GIÁ MUA BÁN ĐIỆN
Phụ
lục B
THÔNG
SỐ KỸ THUẬT CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN
[Các bên đàm phán thống
nhất bổ sung các nội dung phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Phụ
lục C
THỎA
THUẬN ĐẤU NỐI HỆ THỐNG
[Các bên đàm phán
thống nhất bổ sung các nội dung phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Phụ
lục D
THỎA
THUẬN ĐO ĐẾM
[Các bên đàm phán thống
nhất bổ sung các nội dung phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Phụ
lục Đ
YÊU
CẦU TRƯỚC NGÀY VẬN HÀNH THƯƠNG MẠI
[Các bên đàm phán
thống nhất bổ sung các nội dung phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Phụ
lục E
THỎA
THUẬN KHÁC
[Các bên đàm phán
thống nhất bổ sung các nội dung phù hợp với pháp luật Việt Nam]